Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Оборонэнергосбыт" (по сетям филиала "Приволжский" ОАО "Оборонэнерго", г. Шиханы, объект №1)

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Приволжский» ОАО «Оборонэнерго», г. Шиханы, объект №1) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ построенная на основе ИИС «Пирамида» (Рег. № СИ 21906-11), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительные комплексы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ состоят из двух уровней:

1-ый уровень - включает в себя трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер сбора данных (далее по тексту -ССД) регионального отделения АО «Оборонэнергосбыт» г. Москва, основной и резервный серверы баз данных (далее по тексту - СБД) АО «Оборонэнергосбыт» г. Москва, устройство синхронизации системного времени (далее по тексту - УССВ) УСВ-2, автоматизированное рабочее место (далее по тексту - АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, их обработку и хранение.

АРМ оператора представляет собой персональный компьютер, на котором установлена клиентская часть программного обеспечения (далее по тексту - ПО) «Пирамида 2000. АРМ», ПО СКЗИ. АРМ по ЛВС предприятия связано с сервером, на котором установлено ПО «Пирамида 2000. Сервер». Для этого в настройках ПО «Пирамида 2000. АРМ» указывается IP-адрес сервера.

В качестве ССД используется сервер HP Proliant DL180, установленный в региональном отделении АО «Оборонэнергосбыт» г. Москва. В качестве СБД используются серверы SuperMicro SC826A. СБД установлены в центре сбора и обработки информации (далее по тексту - ЦСОИ) АО «Оборонэнергосбыт» г. Москва.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- 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);

- 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 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);

- передача журналов событий АИИС КУЭ.

Принцип действия:

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи и далее через коммутационное оборудование по сети Интернет поступает на ССД. ССД АИИС КУЭ при помощи ПО осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации на СБД по протоколу «Пирамида» посредством межмашинного обмена через распределенную вычислительную сеть АО «Оборонэнергосбыт» (основной канал) либо по электронной почте путем отправки файла с данными, оформленными в соответствии с протоколом «Пирамида» (резервный канал). СБД АИИС КУЭ при помощи ПО осуществляет хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации всем заинтересованным субъектам в рамках согласованного регламента.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее по тексту -СОЕВ). Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему.

Коррекция отклонений встроенных часов осуществляется при помощи синхронизации таймеров устройств с единым временем, поддерживаемым УСВ-2. Коррекция часов УСВ-2 происходит от GPS-приёмника.

Часы ССД и СБД синхронизируются по часам УСВ-2. Синхронизация часов серверов происходит один раз в час, и осуществляется независимо от величины расхождения с часами УСВ-2.

Сличение часов счетчиков с часами ССД, установленном в региональном отделении АО «Оборонэнергосбыт» г. Москва, происходит при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки.

Коррекция часов счетчиков с часами ССД происходит при ежедневном сеансе связи при расхождении времени ±1 с.

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

Программное обеспечение

В состав ПО АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии, ПО ССД и СБД АИИС КУЭ. Программные средства ССД и СБД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (далее по тексту - СУБД) и прикладное ПО ИВК «Пирамида», ПО СОЕВ.

Идентификационные данные программного обеспечения АИИС КУЭ приведены в таблице 1-9.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета»

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль расчета небаланса энергии/мощности»

Таблица 3 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах»

Таблица 4 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений»

Таблица 7 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида»

Таблица 8 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации»

Таблица 9 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени»

ПО ИВК «Пирамида» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «Высокий» по Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

приведены в таблице 10.

Таблица 10

Примечания:

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

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

3. Нормальные условия:

- параметры сети: от 0,95^Uh go1,05^UH; сила тока от 1н до 1,2-!н; cosф = 0,9 инд.;

Температура окружающего воздуха: (23±2) °С для счетчиков активной энергии ГОСТ 30606-94 и ГОСТ Р 52323-2005; (20±2) °С для счетчиков реактивной энергии ГОСТ 26035-83 и (23±2) °С для счетчиков реактивной энергии ГОСТ Р 52425-2005.

4. Рабочие условия эксплуатации:

- параметры сети: напряжение напряжение от 0,98^Uhom до 1,02-ином; сила тока от 1ном до 1,2-!ном; частота сети - (50±0,15) Гц; cos ф = 0,9инд;

- параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9/Uh1 до 1,Ьин1; диапазон силы первичного тока от 0,05-1н1 до 1,2-1н1; коэффициент мощности cosф(sinф) от 0.5 до 1,0 (от 0,87 до 0,5); частота сети (50±0,4) Гц;

- допускаемая температура окружающего воздуха для трансформаторов от минус 40 до плюс 50°С; для счетчиков от минус 40 до плюс 60 °С;

- магнитная индукция внешнего происхождения в местах расположения счетчиков не более 0,5 мТл.

5. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 0,05 1ном, cosф = 0,8 инд и темпе-ратуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до плюс 35 °С;

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52322-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005.

7. Допускается замена измерительных компонентов на измерительные компоненты того же класса точности, типы которых утверждены и внесены в Федеральный информационный фонд средств измерений. Замена оформляется актом в установленном порядке.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 2 ч;

- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05МК - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;

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

- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

- защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий

- фактов параметрирования счетчика;

- фактов пропадания напряжения;

- фактов коррекции времени.

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках (функция автоматизирована);

- сервере (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- счетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях -не менее 35 суток; при отключении питания не менее 10 лет;

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

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Приволжский» ОАО «Оборонэнерго», г. Шиханы, объект №1) типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 11.

Таблица 11 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-022-2016   «Система автоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Приволжский» ОАО «Оборонэнерго», г. Шиханы, объект №1). Методика поверки», утвержденному ФГУП ВНИИМС 19 июля 2016 г.

Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

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

- Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

- СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в сентябре 2004 г.;

- СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ. Методика поверки согласованна с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 4 декабря 2007г.;

- ПСЧ-4ТМ.05МК - по документу «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21 марта 2011г;

- УСВ-2 - по документу «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.000МП»;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Федеральном информационном фонде средств измерений № 27008-04;

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверки.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Приволжский» ОАО «Оборонэнерго», г. Шиханы, объект №1).

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.