Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Красноярскэнергосбыт" на присоединениях подстанции "Электрокотельная", г.Кодинск

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Красноярскэнергосбыт» на присоединениях подстанции «Электрокотельная», г. Кодинск (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительные каналы (ИК), включающие в себя измерительные трансформаторы  тока  (ТТ)  класса  точности  0,5  по  ГОСТ 7746-2001,  измерительные

трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии) и 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных, образующие 4 измерительных канала системы по количеству точек измерений электроэнергии.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс, включающий в себя, сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), с программным обеспечением ИИС «Пирамида», устройство синхронизации системного времени (УССВ).

ТТ и ТН, входящие в состав ИИК ТИ, выполняют функции масштабного преобразования тока и напряжения для каждого присоединения, в которых они используются.

Мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются счетчиками электрической энергии АИИС в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности. За период сети из мгновенных значений мощности вычисляется активная мощность, из мгновенных значений тока и напряжения их среднеквадратические значения и, затем, полная мощность. Реактивная мощность вычисляется из значений активной и полной мощности. Вычисленные значения активной и реактивной мощности каждого направления преобразуются в частоту следования импульсов. Во внутренних регистрах счетчиков осуществляется накопление импульсов, соответствующих каждому виду и направлению передачи электроэнергии. Количество накопленных в регистрах импульсов за 30-минутный интервал времени пропорционально энергии каждого вида и направления.

По окончании 30-минутного интервала накопленное количество импульсов из каждого регистра переносится в долговременную энергонезависимую память с указанием времени измерений в координированной шкале времени UTC. Результаты измерений электроэнергии за 30-минутный интервал передаются в сервер АИИС КУЭ. Каналы передачи данных от счетчиков до сервера АИИС КУЭ образованы через контроллер «СИКОН ТС65» по GSM-сети обеспечивающий скорость передачи не менее 9 600 бит/сек. В качестве резервного канала связи используется GSM-сеть другого оператора связи.

Сервер АИИС КУЭ осуществляет сбор результатов измерений со счетчиков, их обработку, заключающуюся в умножении на коэффициенты трансформации ТТ и ТН. Сервер АИИС КУЭ осуществляет хранение в базе данных SQL результатов измерений. АРМ обеспечивают визуальный просмотр результатов измерений из базы данных и автоматическую передачу результатов измерений во внешние системы по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 1.0, в том числе в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» Красноярское РДУ, и смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности.

Связь между сервером АИИС КУЭ и внешними по отношению к АИИС КУЭ системами осуществляется по основному и резервному каналам связи. В качестве основного канала связи используется глобальная сеть передачи данных Интернет, в качестве резервного канала связи используется телефонная линия общего доступа и модем ZyXEL.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая обеспечивает измерение времени счетчиками электрической энергии и сервером АИИС КУЭ в шкале времени UTS(SU) Синхронизация шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени UTC(SU) осуществляется с помощью устройств синхронизации времени УСВ-1. Часы сервера АИИС КУЭ синхронизируются с УСВ-1 непрерывно. Синхронизация часов счетчиков происходит раз в сутки по часам сервера АИИС КУЭ, при условии, что поправка часов счетчиков больше 1 с, но меньше 119 с. Погрешность системного времени не превышает ± 5 с.

Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.

Журналы событий счетчика и сервера АИИС КУЭ отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и время корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

Программная часть АИИС КУЭ представлена специализированным программным обеспечением из состава ИИС Пирамида (№ Госреестра СИ 21906-11). Абсолютная погрешность измерения электрической энергии за счет математической обработки измерительной информации составляет ±1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Таблица 1. Идентификационные данные программного обеспечения (далее - ПО)

Присутствует защита доступа к файловой системе сервера АИИС КУЭ и к базам данных. Для защиты используются встроенные средства управления доступом операционной системы и системы управления базами банных (СУБД).

Уровень защиты метрологически значимой части программного обеспечения   в

соответствии с МИ 3286-2010 соответствует уровню «С».

Технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Таблица 2. Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики

Продолжение таблицы 2

Примечания:

1. В Таблице 2 приведены метрологические характеристики ИК для измерения электроэнергии и средней мощности (на получасовом интервале), при доверительной вероятности Р=0,95;

2. Рабочие условия применения компонентов АИИС:

температура окружающего воздуха (кроме ТТ и ТН), °С.............................от 0 до плюс 40

температура окружающего воздуха (для ТТ и ТН), °С....................от минус 45 до плюс 40

частота сети, Гц.................................................................................................от 49,5 до 50,5

напряжение сети питания, В ...............................................................................от 198 до 242

индукция внешнего магнитного поля, мТл........................................................ не более 0,05

3. Допускаемые значения информативных параметров: ток, % от 1ном.....................................................................................................от 5 до 120%

напряжение, % от ином....................................................................................от 90 до 110%

коэффициент мощности, cos ф..............................................от 0,5 инд. через 1,0 до 0,5 емк.

4. Измерительные каналы включают измерительные трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электрической энергии;

5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ ОАО «Красноярскэнергосбыт» на присоединениях подстанции «Электрокотельная», г. Кодинск как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- измерительные трансформаторы - среднее время наработки на отказ: для трансформаторов тока ТЛШ-10 - не менее 400 000 часов; среднее время наработки на отказ: для трансформаторов напряжения НАМИ-10 не менее 440 000 час.

- счетчик - среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М - не менее 140000 часов; среднее время восстановления 2 часа;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

• резервирование каналов передачи данных от счетчиков до сервера АИИС КУЭ;

• резервирование каналов передачи данных внешним системам. Защищенность применяемых компонентов:

• наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

•S счетчика;

•S промежуточных   клеммников   вторичных   цепей   измерительных

трансформаторов;

•S испытательной коробки;

• наличие защиты на программном уровне:

•S пароль на счетчике;

J пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции времени в:

• счетчиках (функция автоматизирована);

Глубина хранения информации:

• счетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях   при

о тключении питания - не менее 30 лет;

• ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Красноярскэнергосбыт» на присоединениях подстанции «Электрокотельная», г. Кодинск типографическим способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Красноярскэнергосбыт» на присоединениях подстанции «Электрокотельная», г. Кодинск определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Красноярскэнергосбыт» на присоединениях подстанции «Электрокотельная», г. Кодинск представлена в таблице 3.

Таблица 3. Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП 47647-11 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Красноярскэнергосбыт» на присоединениях подстанции «Электрокотельная», г. Кодинск. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «СНИИМ» августе 2011 года.

Перечень основных средств поверки:

- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений 27008-04;

- Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от -20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.

Поверка измерительных компонентов АИИС КУЭ проводится в соответствии со следующими нормативными документами по поверке:

- Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-20003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;

- Счетчик   СЭТ-4ТМ.03М - в   соответствии   с   методикой   поверки

ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГСИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;

- Средства измерений МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- Средства измерений МИ 3196-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- Устройство синхронизации времени УСВ-1 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12.04 г.;

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Красноярскэнергосбыт» на присоединениях подстанции «Электрокотельная», г. Кодинск».

Нормативные документы

электроэнергии ОАО «Красноярскэнергосбыт» на присоединениях подстанции «Электрокотельная», г. Кодинск

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

ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-21:2003) «Аппаратура      для      измерения

электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».

ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003) Аппаратура       для       измерения

электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

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

«Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационноизмерительной     коммерческого     учета     электроэнергии     (АИИС     КУЭ)

ОАО «Красноярскэнергосбыт» на присоединениях подстанции «Электрокотельная», г. Кодинск».

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.