Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) КС-25 "Починковская" филиала ООО "Волготрансгаз" Починковского ЛПУ МГ

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) КС-25 «Починковская» филиала ООО «Волготрансгаз» Починковского ЛПУ МГ (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение получасовых приращений активной и реактивной 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 минут);

- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

- передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;

- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны серверов 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 и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

первый уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746-2001, напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии ЕвроАльфа класса точности 0,5S по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 50323-2005 и 1 по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 50425-2005, установленные на объектах, указанных в таблице 2 (26 измерительных каналов);

второй уровень - устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-327, каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации системного времени;

третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы и напряжения электрического тока в микропроцессоре счетчиков вычисляются соответственно мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за 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 на интервале времени усреднения 30 минут.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 минут.

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 к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в АО «АТС», и всем заинтересованным субъектам осуществляется по сети Интернет с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP в виде файлов в формате XML с возможностью использования электронно-цифровой подписи через автоматизированные рабочие места АО «Межрегионэнергосбыт» и ООО «Газпром энерго».

В АИИС КУЭ реализован информационный обмен данными (макеты XML формата 80020, 80030) со смежной системой: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Межрегионэнергосбыт», регистрационный номер № 65280-16.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Время УСПД синхронизировано со временем приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. Сличение времени сервера с временем приемника осуществляется один раз в десять минут, и корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и приемника на величину более ±1 с. Сличение времени счетчиков с временем УСПД осуществляется каждые 30 минут, корректировка времени счетчиков осуществляется при расхождении со временем УСПД, превышающем ±1 с. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Предусмотрено пломбирование счетчиков электроэнергии, промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения, испытательной коробки, УСПД, сервера.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».

Идентификационные признаки программного обеспечения приведены в таблице 1.

Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные признаки программного обеспечения

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Метрологические характеристики измерительных каналов

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и мощности (получасовой).

2. В качестве характеристики основной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3. Нормальные условия:

параметры сети: напряжение от 0,98^Uh до 1,02^Uh; ток от 1н до 1,2^1н; коэффициент мощности cosф = 0,9 инд.;

температура окружающей среды (20±5) °С.

4. Погрешность в рабочих условиях указана для температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до плюс 40 °С, коэффициента мощности cosф = 0,8 инд.

5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 50323-2005, ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 50425-2005.

6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков и УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2 при условии обеспечения совместимости.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- электросчетчик - среднее время наработки на отказ не менее 55000 ч, среднее время восстановления работоспособности 2 ч;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 75000 ч, среднее время восстановления работоспособности 2 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности 2 ч.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания 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 счетчиков фиксируются факты:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике.

В журнале событий УСПД фиксируются факты:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и УСПД;

- пропадания и восстановления связи со счетчиком;

- выключения и включения УСПД.

Защищенность применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электроэнергии, промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения, испытательной коробки, УСПД, сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании счетчика электроэнергии, УСПД, сервера.

Возможность коррекции шкалы времени в счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована), УСПД (функция автоматизирована), ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 минут (функция автоматизирована);

- сбора 30 минут (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- в электросчетчиках - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 117 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- в УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление по каждому каналу - не менее 45 суток (функция автоматизирована); при отключении питания - не менее 3 лет;

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

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра-паспорта МРЕК.411711.094.ФО-ПС. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) КС-25 «Починковская» филиала ООО «Волготрансгаз» Починковского ЛПУ МГ. Формуляр-паспорт

Комплектность

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП 36232-07 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) КС-25 «Починковская» филиала ООО «Волготрансгаз» Починковского ЛПУ МГ. Измерительные каналы. Методика поверки» с изменением № 1, утвержденному ФГУП «ВНИИМС» «13» декабря 2017 г.

Основные средства поверки:

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

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

- для счетчиков электроэнергии ЕвроАЛЬФА - по документу «ГСИ. Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки», утвержденному руководителем ФГУ «Ростест-Москва» в сентябре 2007 г.

- для УСПД RTU-327 - по документу ДЯИМ.466215.007 МП, утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 30 сентября 2009 г.;

- радиоприемник УКВ диапазона, принимающий сигналы точного времени от системы GPS.

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

«Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) КС-25 «Починковская» филиала ООО «Волготрансгаз» Починсковского ЛПУ МГ», свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 01.00225/206-019-15 от 26.01.2015, регистрационный номер ФР.1.34.2015.21335.

Нормативные документы

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

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