Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Витимэнергосбыт", 66908-17

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Витимэнергосбыт» (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 и счётчики активной и реактивной электрической энергии (счётчики) в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ 31819.22-2012 и ГОСТ 30206-94, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ 31819.23-2012 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 (УСПД) RTU-325, устройство синхронизации системного времени УССВ-2 (регистрационный № 54074-13), и каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя сервер сбора и баз данных (сервер сбора и БД) с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», автоматизированное рабочее место (АРМ), устройство синхронизации системного времени УССВ-2, 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.

Цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы соответствующего УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление, хранение и передача полученных данных на сервер сбора и БД, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Измерительная информация из УСПД поступает на сервер сбора и БД. Для ИК №№ 1-8 передача данных осуществляется по сети Ethernet, цифровой абонентской линии DSL и радиорелейной линии связи (основной канал). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи стандарта GSM (коммутируемая линия) и проводной линии интерфейса RS-232. Для остальных ИК передача данных осуществляется с помощью сети Ethernet и системы спутниковой связи TCP/IP. При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному, организованному на базе проводной линии связи интерфейса RS-232 и системе спутниковой связи Globastar.

Дополнительно на сервер сбора и БД в виде xml-макетов формата 80020 поступает информация об энергопотреблении из АИИС КУЭ Олимпиадинского и Благодатнинского ГОК Красноярской БЕ ЗАО «Полюс» (регистрационный № 56373-14), АИИС КУЭ ОАО «Алданзолото» ГРК» (регистрационный № 59418-14), АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Нижний Куранах» (регистрационный № 59197-14), АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Таксимо» (регистрационный № 62447-15), АИИС КУЭ ПС 220 кВ Раздолинская в части установки двух ячеек 220 кВ (для технологического присоединения ПС 220 кВ Тайга) (регистрационный № 64928-16), АИИС КУЭ ЕНЭС (регистрационный № 59086-14).

На сервере осуществляется дальнейшая обработка поступающей информации, формирование и хранение полученных данных, оформление отчётных документов.

Передача информации от сервера сбора и БД в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиалы 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 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.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации системного времени УССВ-2, синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приёмников.

Сравнение показаний часов сервера сбора и БД с соответствующим УССВ-2 осуществляется не реже 1 раза в сутки, корректировка часов сервера сбора и БД производится при расхождении с УССВ-2 на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов УСПД, расположенного на Мамаканской ГЭС, с часами сервера сбора и БД осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка часов УСПД производится при расхождении с часами сервера сбора и БД на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов УСПД, расположенного на ПС «Таксимо», с соответствующим УССВ-2 осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка часов УСПД производится при расхождении с УССВ-2 на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов счётчиков с часами соответствующего УСПД производится во время сеанса связи. Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и УСПД на величину более ±1 с.

Передача информации от счётчика до УСПД, от УСПД до сервера сбора и БД реализована с помощью каналов связи, задержки в которых составляют 0,2 с.

Погрешность СОЕВ составляет не более ±5 с.

Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счётчика, УСПД и сервера отражаются в соответствующих журналах событий.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», имеющее сертификат соответствия № ТП 031-15 от 12.03.2015 г. в Системе добровольной сертификации ПО средств измерений. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1. Влияние математической обработки на результаты измерений не превышает ±1 единицы младшего разряда.

Технические характеристики

Таблица 2 - Состав 1-го и 2-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; совф=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 №№ 1-8 (0,05-1,2)/н1; диапазон силы первичного тока для остальных ИК (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 типа Альфа А1800 от минус 40 до плюс 65 °С, для счётчиков типа Альфа от минус 40 до плюс 55 °С;

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

-    атмосферное давление 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 плюс 15 до плюс 25 °С;

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

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

5    Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 1-8 указана для силы тока 5 % от 1ном, для остальных ИК указана для силы тока 2 % от 1ном cosф=0,8инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счётчиков электроэнергии от плюс 15 до плюс 35 °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 УССВ-2 на аналогичные утвержденного типа. 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).

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    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 Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т=120000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB=2 ч;

-    счётчик Альфа - среднее время наработки на отказ не менее Т=90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB=2 ч;

-    УСПД RTU-325 - среднее время наработки на отказ не менее Т=40000 ч, среднее время восстановления работоспособности ^в=24 ч;

-    У^В-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т=74500 ч, среднее время восстановления работоспособности ^в=2 ч;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т=100000 ч, среднее время восстановления работоспособности ^в=0,5 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 типа Альфа А1800 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 180 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

-    счётчик типа Альфа - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 70 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

-    УСПД RTU-325 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 3,5 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 66908-17 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Витимэнергосбыт». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ООО «ИЦРМ» 18.01.2017 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 Альфа А1800 - в соответствии с документом ДЯИМ.411152.018 МП «Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утверждённым руководителем ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г., и документом ДЯИМ.411152.018 МП «Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки», утверждённым в 2012 г.;

-    счётчик Альфа - в соответствии с методикой поверки «Многофункциональные счётчики электрической энергии типа АЛЬФА», согласованной с ВНИИМ им. Д.И. Менделеева;

-    УСПД RTU-325 - в соответствии с документом «Комплексы аппаратнопрограммных средств на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ВНИИМС в 2003 г.;

-    УССВ-2 - в соответствии с документом МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утверждённым руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17 мая 2013 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 «Витимэнергосбыт»

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.