Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП СК "Ставрополькоммунэлектро

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУ) ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро» предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ГУП СК «Ставрополькоммунэлек-тро», сбора, хранения и обработки полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов на оптовом рынке электроэнергии. Настоящее описание типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУ) ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро» включает в себя описание измерительных каналов, соответствующих точкам измерений № 323, 324, 325, 326, 327, 328.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределением функций измерения.

АИИС КУЭ решает следующие функции:

• измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

• периодически (1 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 результатов измерений в центры сбора и обработки информации (ЦСОИ) смежных субъектов оптового рынка;

• предоставление, по запросу, контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - смежных 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 КУ;

• конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

• ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени), соподчинённой национальной шкале времени.

системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АМР) и программное обеспечение (ПО).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень (ИИК) - трансформаторы тока класса точности 0,5 и 0,5S по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения класса точности 0,5 по ГОСТ 1983, многофункциональные счетчики ЦЭ 6850М, включающие в себя средства обеспечения единого времени (СОЕВ), класса точности 0,2S по ГОСТ 52323 для активной энергии и ГОСТ 52425 для реактивной энергии, установленные на объектах, указанных таблице 2, технические средства приёма-передачи данных.

1 -й уровень - ИИК выполняет функцию автоматического проведения измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности на объектах ГУП СК «Ставрополькоммунэ-лектро» по одному из присоединений («точек измерений»).

Между ИИК и ИВК организован канал связи, обеспечивающий передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в режиме автоматизированной передачи данных от ИИК в ИВК.

2 -й уровень (ИВК) - информационно-вычислительный комплекс на основе специализированного программного обеспечения (пакет «Пирамида» от ИИС «Пирамида» Госреестр № 21906-01), маршрутизатора («ИКМ-Пирамида»), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени УСВ-1 (Госреестр № 28716-05), автоматизированного рабочего места персонала (АРМ).

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 преобразуют 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации - участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по сотовой связи через интернет-провайдера.

АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени (УСВ-1), включающей в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Сличение времени счетчиков электрической энергии с временем на сервере один раз в сутки, корректировка времени счетчиков электрической энергии при расхождении ± 2 с. Погрешность времени из-за задержек в линиях связи не превышает 0,2 с. Погрешность системного времени не превышает ± 5 с.

Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают: время (ДД.ЧЧ.ММ) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Уровень ИВК обеспечивает:

- автоматизированный регламентный сбор и хранение результатов измерений;

- автоматическое выполнение коррекции времени;

- сбор данных о состоянии средств измерений с ИИК;

- контроль достоверности результатов измерений;

- контроль достоверности данных;

- контроль восстановления данных;

- восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления питания и т.п.)

- возможность масштабирования долей именованных величин электрической энергии;

- хранение результатов измерений, состояний объектов и средств измерений в течение 3,5 лет;

- ведение нормативно-справочной информации;

- ведение «Журналов событий»;

- формирование отчетных документов;

- передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в ИАСУ КУ и другим заинтересованным субъектам ОРЭ;

- безопасность хранения данных и ПО в соответствии с ГОСТ Р 52069.0 - 2013;

- конфигурирование и параметрирование технических средств и ПО;

- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к визуальным, печатным и электронным данным;

- диагностику работы технических средств и ПО;

- измерение времени и синхронизацию времени от СОЕВ.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется пакет программ программного обеспечения «Пирамида-2000 предназначенный для измерения электрической энергии и мощности, автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения полученной в результате измерений информации.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ3286-2010 - С.

Идентификационные данные программного обеспечения:

Таблица 1

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - влияния нет.

Технические характеристики

Состав ИК приведён в таблице 2, метрологические характеристики ИК в таблице 3.

Таблица 2 . Основные метрологические характеристики составных частей ИК

В таблице 3 приведены метрологические характеристики ИК для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовых), при доверительной вероятности Р = 0,95;

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУ

Примечания:

1. Погрешность измерений 81(2)%P и 81(2)%Q для cosф = 1,0 нормируется от 11%, а погрешность измерений 81(2% и 8i(2)%q для cosф < 1,0 нормируется от 12%.

2. Нормальные условия эксплуатации:

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

- параметры сети: диапазон напряжения - (0,98 - 1,02)^Uh; сила тока - (0,01 - 1,2) 4н; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) - от 0,5 до 1,0 (от 0,6 до 0,9); частота -(50 ± 0,15) Гц;

- магнитная индукция внешнего происхождения (для счетчиков) - не более 0,05 мТл;

- температура окружающего воздуха: ТН и ТТ - от минус 20 °С до + 40 °С;

счётчиков - от + 15 °С до + 25 °С; ИВК - от + 15 °С до + 25 °С;

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

- атмосферное давление - (100 ± 4) кПа.

3. Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

- напряжение питающей сети 0,9^ином до 1,1-ином,

- сила тока от 0,011ном до 1,2 1№м;

- температура окружающей среды:

- для ТТ и ТН от минус 30 °С до + 40 °С,

- для счётчиков электрической энергии от 0 °С до + 25 °С;

- относительная влажность воздуха - (40 - 60) %;

- атмосферное давление - (100 ± 4) кПа.

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,05 мТл;

4. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п.5 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном порядке на предприятии. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• Счетчики электрической энергии - среднее время наработки на отказ не менее 160000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа.

• Сервер - среднее время наработки на отказ не менее 60000 часов среднее время восстановления работоспособности 1 час.

Надежность системных решений:

• резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации - смежные участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте;

Регистрация событий:

• в журнале событий счетчика:

о параметрирования;

о пропадания напряжения;

о коррекции времени в счетчике;

З ащищенность применяемых компонентов:

• механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

о счетчика электрической энергии;

о промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

о испытательной коробки;

о сервера;

• защита информации на программном уровне:

о результатов измерений;

о установка пароля на счетчик;

о установка пароля на сервер;

Г лубина хранения информации:

• счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания не менее 10 лет;

• ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений -за весь срок эксплуатации системы.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии АИИС КУ ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро».

Комплектность

Комплектность АИИС КУ ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро» представлена в таблице

4.

Таблица 4

Поверка

осуществляется по документу МИ 3000-2006 «ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая Методика поверки».

Перечень основных средств поверки:

- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-11 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;

- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- счётчиков электрической энергии типа ЦЭ6850М - в соответствии с «Счётчики электрической энергии ЦЭ6850. Методика поверки» ИНЕС.411152.034 Д1;

- устройство синхронизации времени УСВ-1 в «Устройство синхронизации времени УСВ-1 Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП».

Сведения о методах измерений

Метод измерений приведён в документе «Методика выполнения измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии и мощности ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро».

Нормативные документы

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

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

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

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

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

ГОСТ 52425-05 «Статические счетчики реактивной энергии»

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

МИ 2845-2003 «ГСИ. Трансформаторы напряжения 6/^3 ... 35 кВ измерительные. Методика периодической поверки на месте эксплуатации»

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.