Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Муромский завод трубопроводной арматуры"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Муромский завод трубопроводной арматуры» предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии и мощности, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов. Областью применения данной АИИС КУЭ является коммерческий учет электроэнергии на объектах филиала «Владимирэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья», г. Муром.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений, которая состоит из 5 измерительных каналов (далее-ИК), измерительно-вычислительного комплекса электроустановки (далее-ИВКЭ) и информационно-вычислительного комплекса АИИС КУЭ (далее - ИВК).

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- периодический (один раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

- 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 сервера 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:

1 -й уровень - измерительные каналы (ИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983, счётчики активной и реактивной электроэнергии типа СЭТ-4ТМ.03 класса точности 0,5S по ГОСТ 30206 (в части активной электроэнергии) и 1,0 по ГОСТ 26035 (в части реактивной электроэнергии) и выделенные линии связи, установленных на ПС «Орловская» филиала «Владимирэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья», указанные в таблице 2 (5 точек измерений).

2 -й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) «СИКОН С70»,аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи и специализированное программное обеспечение.

3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, вклю-

чающий в себя устройство синхронизации системного времени УСВ-1, сервер базы данных (БД) АИИС КУЭ, аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи, автоматизированные рабочие места (АРМ) персонала и специализированное программное обеспечение.

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 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 1 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 1 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 интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД (уровень - ИВКЭ), установленный на ПС «Орловская», где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по внутренним основному и резервному каналам связи на верхний уровень системы (сервер ИВК), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. В качестве внутреннего резервного канала связи используется беспроводной канал сотовой связи - GSM.

На третьем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, получаемой с ПС «Орловская», в частности резервное копирование, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД или АРМ операторов, по внешнему каналу связи. Для осуществления связи с поставщиком электроэнергии, филиалом «Владимирэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья», а так же смежными субъектами используется канал связи Интернет.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройств синхронизации системного времени УСВ-1, сервера ИВК, УСПД, счетчиков. В состав устройства синхронизации времени УСВ-1 входит приемник сигналов точного времени атомных часов спутников глобальной системы позиционирования (GPS).

Внутреннее время сервера ИВК синхронизируется со временем устройства синхронизации времени УСВ-1 по сигналам единого календарного времени один раз в 1 час.

Сервер ИВК осуществляет коррекцию внутреннего времени УСПД. Сличение времени УСПД со временем сервера ИВК происходит один раз в 30 минут, корректировка времени УСПД выполняется при расхождении со временем сервера ИВК более чем на 2с.

Сличение времени УСПД со временем счетчиков1 один раз в сутки, корректировка времени выполняется при расхождении времени УСПД и счетчика более чем на 2 с.

Абсолютная погрешность хода внутренних часов счетчика составляет ДТ=±0,5 с/сут., УСПД - ДТ=±1,0 с/сут. (см. Описание типа на счетчики и УСПД).

Задержка сигнала синхронизации в линии УСПД - счетчик составляет 0,1с. (см. Описание протокола RS 485).

Погрешность измерения системного времени не превышает ± 5с.

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.

Для защиты измерительной системы от несанкционированных изменений (корректировок) предусмотрен многоступенчатый доступ к текущим данным и параметрам настройки системы (пломбирование, физическая защита оборудования АИИС КУЭ (установка в специализированные запирающие шкафы), индивидуальные пароли и программные средства для защиты файлов и базы данных).

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ООО «Муромский завод трубопроводной арматуры» используется ПО «ПИРАМИДА-2000». ПО «ПИРАМИДА 2000» имеет структуру автономного ПО и состоит из нескольких основных программных компонентов (модулей). Программный комплекс выполняет функции сбора и обработки данных с различных устройств, контроль их достоверности, ведения точного времени, а также предоставляет возможность отображения и редактирования данных.

В ПО «ПИРАМИДА 2000» реализовано разделение ПО с выделением метрологически значимой части. Файлы метрологичести значимой части и идентификационные данные приведены в таблице 1.

ПО «ПИРАМИДА 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26.10.2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС». Влияние математической обработки на результаты измерений не превышает ± 1 единицы младшего разряда.

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 «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014.

Продолжение таблицы 1

w о о

о

Технические характеристики

Таблица 2 - Состав измерительных каналов и их основные метрологические характеристики

Продолжение таблицы 2

w о о

о

Продолжение таблицы 2

W о о

о

й к о

н о to

IO'

Примечания:

1. В Таблице 2 приведены метрологические характеристики основной погрешности ИК (нормальные условия эксплуатации) и погрешности ИК в реальных условиях эксплуатации для измерения электрической энергии и средней мощности (получасовых);

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

3. Нормальные условия эксплуатации:

- параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;

- параметры сети для ИК: диапазон напряжения - (0,99 - 1,01) UH; диапазон силы

тока - (1,0 - 1,2)1Н; диапазон коэффициента мощности cos ф (sin ф) - 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота - (50 ± 0,15) Гц;

- магнитная индукция внешнего происхождения (для счетчиков) - не более

0,05 мТл;

- температура окружающего воздуха: ТН и ТТ - от минус 40 °С до плюс 50 °С; счетчиков - от плюс 18 °С до плюс 25 °С; УСПД и ИВК - от плюс 15 °С до плюс 25 °С;

- относительная влажность воздуха - (70 ± 5) %;

- атмосферное давление - (750 ± 30) мм рт.ст.

4. Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

- параметры сети для ИК: диапазон первичного напряжения - (0,99 - 1,1) Uh1; диапазон силы первичного тока - (0,05 - 1,2)1Н1; коэффициент мощности cos ф (sin ф) - 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87);

частота - (50 ± 0,5) Гц;

- температура окружающего воздуха - от минус 35 °С до плюс 40 °С;

- относительная влажность воздуха - (70 ± 5) %;

- атмосферное давление - (750 ± 30) мм рт.ст.

Для электросчетчиков:

- параметры сети для ИК: диапазон вторичного напряжения - (0,99 - 1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,05 - 1,2)1Н2; коэффициент мощности cos ф (sin ф) - 0,8 - 1,0 (0,6);

частота - (50 ± 0,5) Гц;

- магнитная индукция внешнего происхождения (для счетчиков) - не более 0,5 мТл;

- температура окружающего воздуха - для ИК № 1 - 5 от 0 °С до плюс 20 °С;

- относительная влажность воздуха - (70 ± 5) %;

- атмосферное давление - (750 ± 30) мм рт.ст.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

- параметры питающей сети: напряжение - (220±1,0) В; частота - (50 ± 1,0) Гц;

- температура окружающего воздуха - от плюс 15 °С до плюс 25 °С;

- относительная влажность воздуха - (70 ± 5) %;

- атмосферное давление - (750 ± 30) мм рт.ст.

5. Измерительные каналы включают измерительные трансформаторы тока по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электрической энергии по ГОСТ 30206 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электрической энергии;

6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 5 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном в филиале «Владимирэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- В качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983 и ГОСТ 7746, определены средний срок службы и средняя наработка до отказа;

- электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее

время восстановления работоспособности не более te = 2 часов;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более tв = 2 часов;

- Сервер БД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 113060 ч, среднее

время восстановления работоспособности не более tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

- Резервирование электрического питания УСПД с помощью источника беспере

бойного питания;

- резервирование электрического питания сервера с помощью источника беспере

бойного питания;

Регистрация событий:

• в журнале событий счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

• журнал событий УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в УСПД;

Защищённость применяемых компонентов:

• механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей;

- испытательных коробок;

- УСПД;

- сервера;

• защита информации на программном уровне:

- результатов измерений при передаче информации (возможность использования

цифровой подписи)

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на УСПД;

- установка пароля на сервер.

Глубина хранения информации:

• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не

менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

• УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 35 суток; (функция автоматизирована); при отключении питания - не менее 3 лет;

• ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измере

ний - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно - измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Муромский завод трубопроводной арматуры».

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплекте поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП 39925-08 «ГСИ. Система автоматизированная информационно - измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Муромский завод трубопроводной арматуры». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в январе 2009.

Перечень основных средств поверки:

- Средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003

и/или по ГОСТ 8.216-88;

- Средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;

- Средства поверки счетчиков электрической энергии типа «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 2004г.;

- Средства поверки УСПД в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2005 году;

- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной сис

темы Global Positioning System (GPS);

- Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счет

чиками и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- Термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений от минус 40 °С до плюс 50 °С

Сведения о методах измерений

Метод измерений приведен в формуляре на систему автоматизированную информационно - измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Муромский завод трубопроводной арматуры» № 75637927.425210.042.000.ФО

Нормативные документы

ГОСТ 1983-2001

ГОСТ 7746-2001

ГОСТ 34.601-90

ГОСТ 22261-94

ГОСТ Р 8.596-2002

МИ 3000-2006

«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

«Трансформаторы тока. Общие технические условия».

«Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».

Техническая документация на систему автоматизированную информационно - измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Муромский завод трубопроводной арматуры».