Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета и контроля качества электроэнергии (АИИС КУККЭ) НАО "Красная поляна", 67521-17

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета и контроля качества электроэнергии (АИИС КУККЭ) НАО «Красная поляна» (далее - АИИС КУККЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, показателей качества электрической энергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУККЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУККЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005, приборы для измерений показателей качества электроэнергии (далее - приборы измерений ПКЭ) в соответствии с ГОСТ 13109-97, ГОСТ 32144-2013, ГОСТ Р 53333-2008, ГОСТ Р 51317.4.30-2008 класс A, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер сбора и баз данных (далее - сервер сбора и БД) с программным обеспечением (далее - ПО) «Пирамида 2000» и ПО «Ресурс-Бриз», расположенные в ЦСОИ НАО «Красная поляна»; автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), находящиеся в сбытовой организации и в административном здании НАО «Красная поляна»; а также каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Структурная схема АИИС КУККЭ представлена на рисунках 1, 2.

Первичные 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 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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

\~Уроёень шГ] j [^Урадвнь даГ]

___m-im рч-за_к8

Г щ аййГваоз 1 с г-7]ш 2 с й

Смежные субъекты рынка

ЫегШ{ыШ) Ж 80020 с Ж

АРМ

зил

S1

_ jp-шш РУ-ОАкВ

сВеШмит^шга-J

6SM моден

L ГГ___I

J

АРМ

|_ оператора    I__I J

J

\Фипиш ОАО «СО ОСв \ Кубанское PJOf

АРМ Незайисимай гВытабпй организации

XNL 8CQ2Q

НАС 'Кроет ттт'

Во

mCHKHAQ 'АТС

АРМ

оператора

Основной канал■ GPRS Резервный канал GSM/CSD]

UC0H НАО 'Красная полш'

LepBep cSapa и БВ

| Swtch |

CSM модем

1

__jTn-im ру-о/кв

Г»ГД0 £Йш[ш 1 с м!шf г Г-Т! I

гп-тру-олкв

~Т-1ЦМ2с 1

изРП-10, РТП-1 РТП-2

I _

L^TJ

L “Z___I

и

ТП-2ПВ РУ-O.i кВ

Ус/юВные обозначения

ж1#

I

L^TJ

L ____I

I

_1_

ъ

а

ж||

□I

-V

^ ТП_Ш РУ_0А_хВ

[ Аафат[ш1с1^'

рке

____ТРП_1№ РЧ 0,5 кВ

сбяЩГвЫ 1с Т^Ы2с т-7!

№ 16    РЖ 17

р

Электронно -цифровая подпись УсщтстЬо синхронизации бремени Преадраза&атель интерфейса

Сердер сбора и Ей

-    Коммутатор Ethernet

-    Придир дня ищжя] жаятлей хвчесшбв электрической знергии

-    Счетчик злещюзнергт

- GSM/GPRS модем

Рисунок 1 - Структурная схема АИИС КУККЭ

Первичные напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы приборов измерений ПКЭ. Принцип действия приборов измерений ПКЭ основан на аналого-цифровом преобразовании входных сигналов напряжения и последующей их обработке, основанной на быстром преобразовании Фурье. АИИС КУККЭ позволяет измерять параметры сети: среднеквадратическое значение напряжения и частоту переменного тока, а также вычислять и сравнивать с предельно допустимыми значениями следующие показатели качества электрической энергии: установившееся отклонение напряжения, отклонение частоты, коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности, коэффициент n-й гармонической составляющей напряжения, отрицательное отклонение напряжения, положительное отклонение напряжения.

Методы измерений ПКЭ, интервалы времени и способы объединения результатов измерений соответствуют ГОСТ 30804.4.30-2013 (ГОСТ Р 51317.4.30-2008). Результаты измерений ПКЭ соотнесены с текущим московским временем.

Цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы GSM-модемов, далее информация передается по основному каналу связи стандарта GSM с помощью службы передачи данных GPRS - на входы сервера сбора и БД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учётом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчётных документов. При отказе основного канала связи опрос счётчиков выполняется по резервному каналу связи, организованному по технологии CSD стандарта GSM. Из сервера сбора и БД информация в виде xml-макетов формата 80020 передаётся в АРМ сбытовой организации по каналу связи сети Internet.

Цифровой сигнал с выходов приборов измерений ПКЭ по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы GSM-модемов, далее информация передаётся по основному каналу связи стандарта GSM с помощью службы передачи данных GPRS - на входы сервера сбора и БД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление параметров сети и показателей качества электрической энергии с учётом коэффициентов трансформации ТН, её визуализация, формирование и хранение, а также оформление отчетных документов. При отказе основного канала связи опрос приборов измерений ПКЭ выполняется по резервному каналу связи, организованному по технологии CSD стандарта GSM.

Передача информации в ПАК АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭ, которая осуществляется на АРМ сбытовой организации, в филиал 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.

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 КУККЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шкалы времени по протоколу NTP - NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-серверов первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC (SU) не превышает 10 мс. Сравнение показаний часов сервера сбора и БД с часами NTP-сервера, передача точного времени через глобальную сеть интернет осуществляется с помощью протокола NTP в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия RFC-5905. Контроль показаний времени часов сервера сбора и БД производится по запросу каждые 30 мин, коррекция часов выполняется при расхождении на величину ±1 с.

Сравнение показаний часов счётчиков электрической энергии с часами сервера сбора и БД производится во время сеанса связи. Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний с часами сервера сбора и БД на величину более ±2 с. Передача информации от счётчиков до сервера сбора и БД реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.

В состав каждого прибора измерений ПКЭ входит GPS/ГЛОНАСС-приёмник, осуществляющий приём сигналов точного времени и выдачу информации о текущих значениях времени и календарной дате. Погрешность измерения текущего времени прибора по отношению к времени «Национальной шкалы координированного времени Российской Федерации UTC (SU)» составляет ±0,02 с.

Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Журналы событий счётчика электрической энергии и сервера сбора и БД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов указанных устройств. Журналы событий прибора измерений ПКЭ отражают факт коррекции времени.

Программное обеспечение

В АИИС КУККЭ используется программное обеспечение (ПО) «Ресурс-Бриз» и ПО «Пирамида 2000». Метрологически значимая часть ПО указана в таблицах 1а и 1б. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Ресурс-Бриз» и ПО «Пирамида 2000». 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 1а - Идентификационные данные ПО «Ресурс-Бриз»

рактеристики

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУККЭ для измерения активной и реактивной энергии и их метрологические ха

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Н0Л-СЭЩ-10

Ктн=10000/^3/

100/V3

Кл.т. 0,5 Рег. № 35955-07

ARJP3/N2F Ктт=750/5 Кл.т. 0,5

Рег. № 40732-09

Меркурий 234 ARTM-00 Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 48266-11

HP ProLiant DL160 Gen8

РТП-1 10 кВ «Горная карусель»

2 с.ш. 10 кВ яч. 41

1,3

2,5

3,3

5,7

активная

31

реактивная

Примечания:

1    В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы 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    Погрешность в рабочих условиях указана ИК №№ 1, 7, 11, 12, 18-31 указана для силы тока 5 % от !ном, для остальных ИК - для силы тока 2 % от !ном, cosj = 0,8инд.

4    Измерительные каналы электрической энергии и измерительные каналы параметров сети и показателей качества электрической энергии не оказывают взаимного влияния на соответствующие результаты измерений.

5    Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУККЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУККЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУККЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 5 - Метрологические характеристики измерений ПКЭ (для ИК, указанных в таблице 3)

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера 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 счетчике.

-    журнал прибора измерений ПКЭ:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в приборе измерений ПКЭ.

-    журнал сервера:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и сервере;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком и прибором измерений ПКЭ. Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчика электрической энергии;

-    прибора измерений ПКЭ;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    сервера.

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

-    счетчика электрической энергии;

-    прибора измерений ПКЭ;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

-    приборах измерений ПКЭ (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о состоянии средств измерений;

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности - 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора результатов измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности -30 мин (функция автоматизирована);

-    измерений ПКЭ - 10 периодов основной частоты (функция автоматизирована);

-    объединение результатов измерений ПКЭ - на интервалах, равных 3 с, 1 мин, 10 мин, 2 ч.

Знак утверждения типа

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

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУККЭ представлена в таблице 7.

Таблица 7 - Комплектность АИИС КУККЭ

Поверка

осуществляется по документу МП 201-006-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета и контроля качества электроэнергии (АИИС КУККЭ) НАО «Красная поляна». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 14.03.2017 г.

Основные средства поверки:

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

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

-    счётчик Меркурий 234 - в соответствии с методикой поверки АВЛГ.411152.033 РЭ1 «Счётчики электрической энергии статические трехфазные «Меркурий 234». Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки», утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 01 сентября 2011 г.;

-    Ресурс ПКЭ - в соответствии с документом БГТК.411722.012 МП «Приборы для измерений показателей качества электрической энергии «Ресурс-ПКЭ». Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2011 г.;

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

-    термогигрометр CENTER (мод.314), регистрационный № 22129-01.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение

метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУККЭ.

Сведения о методах измерений

приведены в эксплуатационном документе.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета и контроля качества электроэнергии (АИИС КУККЭ) НАО «Красная поляна»

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

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

ГОСТ 13109-97 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения

ГОСТ 32144-2013 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения

ГОСТ 30804.4.30-2013 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Методы измерений показателей качества электрической энергии