Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета и контроля качества электроэнергии (АИИС КУККЭ) НАО "Красная поляна"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета и контроля качества электроэнергии (АИИС КУККЭ) НАО «Красная поляна» (далее - АИИС КУККЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, показателей качества электрической энергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУККЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУККЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005, приборы для измерений показателей качества электроэнергии (далее - приборы измерений ПКЭ) в соответствии c ГОСТ 13109-97, ГОСТ 32144-2013, ГОСТ Р 53333-2008, ГОСТ Р 51317.4.30-2008 класс A, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер сбора и баз данных (далее - сервер сбора и БД) с программным обеспечением (далее - ПО) «Пирамида 2000» и ПО «Ресурс-Бриз», расположенные в ЦСОИ НАО «Красная поляна»; автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), находящиеся в сбытовой организации и в административном здании НАО «Красная поляна»; а также каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Структурная схема АИИС КУККЭ представлена на рисунках 1, 2.

Первичные 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 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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Сервер свора и БД

Филиал ОАО сСО ЕЭС» Кубанское РДУ

АРМ Независимой сбытовой организации

Смежные субъекты рынка

' ТП-12ПВ РУ-0,4 кВ

Г tt/киф оя^Гм / с сЕЗмод 2 с 03

Internet le-mol) ХГИ 80020 с ЗОЛ

ТП-ЗПВ РУ-0.4 кВ Ввод 2 с ТЕ?

■__■   ^ТП_-1ПВ РУ-ОАкВ

Г W сбязйГвШ 1с Т-Твмгс тЕ?

OSM/OPRS модем

Электронно -цифровая подпись

Устройство синхронизации бремени

Коммутатор Ethernet

Преобразователь интерфейса

Сервер сбора и БД

Счетчик электроэнергии

tyuifop для измерений пшшзтелей кичесЛ электрической энергии

Рисунок 1 - Структурная схема АИИС КУККЭ

ПСОИ НАО 'Красная потна'

_[П-20ПВ РУ-О^кВ Г ш аяэЗды 1 г рЕ^вш 2 с л?

J71-24C1B РУ-04_кВ Г Ша» ОяЛод 1Г гЕЗЁВод 2 с Л?

Резервный канал GSMiCSDj

_ _ТП-тРЧ-О.£кВ Гtarffftw и тЕЗмодЕс 7-7!

ТП-2ПВ РУ-0А кВ

Икафс6язи[зш1сгЕ^вы2сгЕ^:

ТП-14П8 РУЩкВ

I !Дтф сдюиГвы 1 с тЕ^

АО 'Красная поляна' Серверная__

РП-10 'Красная поляна'

РУ-10 кВ

Рисунок 2 - Структурная схема АИИС КУККЭ (продолжение)

РТП-2 'Горная карусель'

РУ-ЮкВ ячьГ~ ячШ

Первичные напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы приборов измерений ПКЭ. Принцип действия приборов измерений ПКЭ основан на аналого-цифровом преобразовании входных сигналов напряжения и последующей их обработке, основанной на быстром преобразовании Фурье. АИИС КУККЭ позволяет измерять параметры сети: среднеквадратическое значение напряжения и частоту переменного тока, а также вычислять и сравнивать с предельно допустимыми значениями следующие показатели качества электрической энергии: установившееся отклонение напряжения, отклонение частоты, коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности, коэффициент n-й гармонической составляющей напряжения, отрицательное отклонение напряжения, положительное отклонение напряжения.

Методы измерений ПКЭ, интервалы времени и способы объединения результатов измерений соответствуют ГОСТ 30804.4.30-2013 (ГОСТ Р 51317.4.30-2008). Результаты измерений ПКЭ соотнесены с текущим московским временем.

Цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы GSM-модемов, далее информация передается по основному каналу связи стандарта GSM с помощью службы передачи данных GPRS - на входы сервера сбора и БД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учётом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчётных документов. При отказе основного канала связи опрос счётчиков выполняется по резервному каналу связи, организованному по технологии CSD стандарта GSM. Из сервера сбора и БД информация в виде xml-макетов формата 80020 передаётся в АРМ сбытовой организации по каналу связи сети Internet.

Цифровой сигнал с выходов приборов измерений ПКЭ по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы GSM-модемов, далее информация передаётся по основному каналу связи стандарта GSM с помощью службы передачи данных GPRS - на входы сервера сбора и БД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление параметров сети и показателей качества электрической энергии с учётом коэффициентов трансформации ТН, её визуализация, формирование и хранение, а также оформление отчетных документов. При отказе основного канала связи опрос приборов измерений ПКЭ выполняется по резервному каналу связи, организованному по технологии CSD стандарта GSM.

Передача информации в ПАК АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭ, которая осуществляется на АРМ сбытовой организации, в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учёта соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.

АИИС КУККЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шкалы времени по протоколу NTP - NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-серверов первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC (SU) не превышает 10 мс. Сравнение показаний часов сервера сбора и БД с часами NTP-сервера, передача точного времени через глобальную сеть интернет осуществляется с помощью протокола NTP в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия RFC-5905. Контроль показаний времени часов сервера сбора и БД производится по запросу каждые 30 мин, коррекция часов выполняется при расхождении на величину ±1 с.

Сравнение показаний часов счётчиков электрической энергии с часами сервера сбора и БД производится во время сеанса связи. Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний с часами сервера сбора и БД на величину более ±2 с. Передача информации от счётчиков до сервера сбора и БД реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.

В состав каждого прибора измерений ПКЭ входит GPS/ГЛОНАСС-приёмник, осуществляющий приём сигналов точного времени и выдачу информации о текущих значениях времени и календарной дате. Погрешность измерения текущего времени прибора по отношению к времени «Национальной шкалы координированного времени Российской Федерации UTC (SU)» составляет ±0,02 с.

Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Журналы событий счётчика электрической энергии и сервера сбора и БД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов указанных устройств. Журналы событий прибора измерений ПКЭ отражают факт коррекции времени.

Программное обеспечение

В АИИС КУККЭ используется программное обеспечение (ПО) «Ресурс-Бриз» и ПО «Пирамида 2000». Метрологически значимая часть ПО указана в таблицах 1а и 1б. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Ресурс-Бриз» и ПО «Пирамида 2000». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Влияние математической обработки на результаты измерений не превышает ±1 единицы младшего разряда.

Таблица 1а - Идентификационные данные ПО «Ресурс-Бриз»

Таблица 1б - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»

Технические характеристики

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУККЭ для измерения активной и реактивной энергии и их метрологические характеристики

Таблица 3 - Состав ИК АИИС КУККЭ для измерения параметров сети и параметров качества электрической энергии

Примечания:

1   Допускается замена ТН и приборов измерений ПКЭ на аналогичные

утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 3, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУККЭ не претендует на улучшение указанных в таблицах 4, 5 метрологических характеристик.

2 Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУККЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУККЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 4 - Метрологические характеристики измерений параметров сети (для ИК, указанных

в таблице 3)______________________________________________________________________________________

Таблица 5 - Метрологические характеристики измерений ПКЭ (для ИК, указанных в таблице 3)

Таблица 6 - Основные технические характеристики ИК

Надежность системных решений:

-   защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника

бесперебойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике.

- журнал прибора измерений ПКЭ:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в приборе измерений ПКЭ.

-    журнал сервера:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и сервере;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком и прибором измерений ПКЭ.

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счетчика электрической энергии;

- прибора измерений ПКЭ;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- сервера.

-   защита на программном уровне информации при хранении, передаче,

параметрировании:

- счетчика электрической энергии;

- прибора измерений ПКЭ;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

- приборах измерений ПКЭ (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений;

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности - 30 мин (функция

автоматизирована);

- сбора результатов измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности -

30 мин (функция автоматизирована);

- измерений ПКЭ - 10 периодов основной частоты (функция автоматизирована);

- объединение результатов измерений ПКЭ - на интервалах, равных 3 с, 1 мин,

10 мин, 2 ч.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУККЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУККЭ и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУККЭ представлена в таблице 7.

Таблица 7 - Комплектность АИИС КУККЭ

Поверка

осуществляется по документу МП 201-006-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета и контроля качества электроэнергии (АИИС КУККЭ) НАО «Красная поляна». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 14.03.2017 г.

Основные средства поверки:

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

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

- счётчик Меркурий 234 - в соответствии с методикой поверки АВЛГ.411152.033 РЭ1

«Счётчики электрической энергии статические трехфазные «Меркурий 234». Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки», утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 01 сентября 2011 г.;

- Ресурс ПКЭ - в соответствии с документом БГТК.411722.012 МП «Приборы для

измерений показателей качества электрической энергии «Ресурс-ПКЭ». Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2011 г.;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной

системы Global Positioning System (GPS), регистрационный № 27008-04;

- термогигрометр CENTER (мод.314), регистрационный № 22129-01.

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУККЭ.

Сведения о методах измерений

приведены в эксплуатационном документе.

Нормативные документы

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

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

ГОСТ 13109-97 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения

ГОСТ 32144-2013 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения

ГОСТ 30804.4.30-2013 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Методы измерений показателей качества электрической энергии