Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Сетевая компания" ЧЭС

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сетевая компания» ЧЭС ПС «Каргали», ПС «Болгары», ПС «Иске-Рязап», ПС «Нурлат», ПС «Чув.Тимерлик», ПС «Чулпаново», ПС «Бурметьево», ПС «Синдряково» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии для осуществления автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности по расчетным и техническим точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов, передачи информации в центр сбора и обработки информации ОАО «Сетевая компания» и другим заинтересованным организациям в согласованных форматах.

Описание

Принцип действия АИИС КУЭ основан на преобразовании первичных токов измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные токи и фазные напряжения, поступающие на измерительные входы счетчика электроэнергии по проводным линиям. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, накапливается нарастающим итогом, а также вычисляется для интервалов времени 30 мин. Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи поступает в ИВК филиала, где производится сбор, хранение результатов измерений.

ИВК АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет сбор, обработку измерительной информации, формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в заинтересованным организациям в согласованных форматах.

АИИС КУЭ состоит из трехуровневой системы с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

1-й уровень - измерительные каналы (ИК), включают в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С1(Госреестр № 15236-03), СИКОН C70 (Госреестр № 28822-05), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) филиала Чистопольские электрические сети, включает в себя сервер баз данных (СБД), контроллер многофункциональный (КМ) типа СИКОН С50 (Госреестр № 65197-16), устройство синхронизации системного времени (УССВ) типа УСВ-2 (Госреестр № 41681-09), автоматизированное рабочее место (АРМ ИВК), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

АРМ ИВК представляет собой персональный компьютер, на котором установлена клиентская часть ПО «Пирамида 2000. АРМ», подключённый к локальной вычислительной сети (ЛВС) филиала ОАО «Сетевая компания» Чистопольские электрические сети и Управления ОАО «Сетевая компания», считывающий данные об энергопотреблении с сервера баз данных по сети Ethernet. Для этого в настройках коммуникационных параметров ПО «Пирамида 2000. АРМ» указывается IP-адрес сервера.

В качестве СБД используется IBM PC совместимый компьютер в серверном исполнении и каналообразующей аппаратурой. АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии;

- измерение активной электроэнергии нарастающим итогом;

- периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени показаний счетчиков электрической энергии;

- 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 организации-участники оптового и розничного рынков 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);

- передача журналов событий счетчиков.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.

Измерение времени в АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему (счетчики, КМ, СБД). Коррекция отклонений встроенных часов осуществляется при помощи синхронизации таймеров устройств с единым временем, поддерживаемым УСВ-2. Коррекция времени в УСВ-2 происходит от GPS-приемника.

Сервер синхронизирует время с устройством синхронизации времени УСВ-2. Синхронизация времени сервера происходит с периодичностью один раз в час, коррекция времени сервера с временем УСВ-2 осуществляется независимо от расхождения с временем УСВ-2, тем самым в ИВК обеспечивается ведение всемирного времени с погрешностью, не превосходящей ±1,0 с.

Сличение времени счетчика с временем сервера происходит при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки, корректировка осуществляется при расхождении времени более ±1,0 с.

Пределы допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «Пирамида 2000».

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

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Технические характеристики

Состав измерительных каналов системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сетевая компания» ЧЭС ПС «Каргали», ПС «Болгары», ПС «Иске-Рязап», ПС «Нурлат», ПС «Чув. Тимерлик», ПС «Чулпаново», ПС «Бурметьево», ПС «Синдряково» и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

Примечания:

1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

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

3. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.

4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ: напряжение от 0,98^ ином до 1,02- ином;

сила тока от 1ном до 1,2 -1ном cosq> = 0,9 инд;

температура окружающей среды (20 ± 5) °С.

5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ: напряжение питающей сети от 0,9- ином до 1,1 • ином; сила тока от 0,05 ^1ном до 1,2 •1ном, cos ф = 0,9 инд ; температура окружающей среды:

- для счетчиков электроэнергии Меркурий 230 от минус 40°С до плюс 55°С;

- для счетчиков электроэнергии Меркурий 234 от минус 45°С до плюс 75°С;

- для счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М от минус 40°С до плюс 60°С;

- для ИКМ СИКОН С50 от минус 10 °С до плюс 35°С;

- для контроллера СИКОН С1 от минус 10 °С до плюс 50°С

- для контроллера СИКОН С70 от минус 10 °С до плюс 50°С.

6 . Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 и

ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения активной и реактивной электроэнергии.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов: счетчик электроэнергии Меркурий 230 - среднее время наработки на отказ не менее 150 000 часов;

счетчики электроэнергии Меркурий 234 -  среднее  время  наработки  на отказ

не менее 220 000 часов;

счетчики  электроэнергии  СЭТ-4ТМ.03М -  среднее  время  наработки  на  отказ

не менее 140 000 часов;

УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

контроллеры СИКОН С1 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов; контроллеры СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;

ИКМ СИКОН С50 - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

для счетчика Тв < 7 сут;

для сервера Тв < 1 ч;

для компьютера АРМ Тв < 1 ч.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа: клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

п анели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;

н аличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УССВ, сервере, АРМ;

о рганизация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

з ащита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:

ф актов параметрирования счетчика;

ф актов пропадания напряжения;

ф актов коррекции времени.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках (функция автоматизирована);

сервере (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

с четчик электроэнергии - тридцатиминутный профиль нагрузки - не менее 85 суток;

п ри отключении питания - не менее 10 лет;

ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений -не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП.359118.01.2013 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Сетевая компания» ЧЭС. Методика поверки», утвержденному ФБУ «ЦСМ Татарстан» 27 августа 2013 г.

Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;

- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;

- СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2007 г.;

- Меркурий 234 - по методике поверки АВЛГ.411152.033 РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в сентябре 2011г.;

- Меркурий 230 по методике поверки АВЛГ.411152.021 РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в мае 2007 г.;

- ИКМ СИКОН С50 - по методике поверки РТ-МП-3371-441-2016, утвержденной ФБУ «Ростест-Москва» от 01.07.2016г.;

- УСПД СИКОН С1 - по методике поверки «ВЛСТ 235.00.000 И1», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.

- УСПД СИКОН С70 - по методике поверки «ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.

- УСВ-2 - по документу «ВЛСТ 237.00.000И1», утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2009 г.;

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

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

- Термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.

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

приведены в эксплуатационном документе.

Нормативные документы

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

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

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания

ГОСТ Р МЭК 61107-2001 Обмен данными при считывании показаний счетчиков, тарификации и управлении нагрузкой. Прямой локальный обмен данными