Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО "КировТЭК"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО «КировТЭК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами ЗАО «КировТЭК», сбора, обработки, хранения и отображения полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;

-    периодический (1 раз в 30 минут, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому времени измеренных данных о приращениях электрической энергии и значениях электрической энергии с нарастающим итогом с дискретностью учета 30 мин и данных о состоянии средств измерений;

-    хранение результатов измерений в стандартной базе данных в течение не менее 3,5 лет;

-    обеспечение ежесуточного резервирования базы данных на внешних носителях информации;

-    разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;

-    передача результатов измерений, данных о состоянии средств измерений в различных форматах организациям-участникам оптового и розничного рынков электрической энергии (далее внешним организациям);

-    передача результатов измерений по электронной почте в формате XML 1.0 по программно-задаваемым адресам;

-    предоставление контрольного санкционированного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений со стороны внешних организаций;

-    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т. п.);

-    диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

-    конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;

-    ведение времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - информационно-измерительный комплекс точек измерения, включающий:

-    измерительные трансформаторы тока (ТТ);

-    измерительные трансформаторы напряжения (ТН);

-    вторичные измерительные цепи;

-    счетчики электрической энергии.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс, включающий:

-    устройство сбора и передачи данных (УСПД) типа СИКОН С70.

3-й    уровень - уровень информационно-вычислительного комплекса (ИВК), включающий:

-    сервер центра сбора и обработки данных ЗАО «Энергосбытовая компания Кировского завода» с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦентр»;

-    сервер центра сбора и обработки данных ПАО «Ленэнерго» с ПО «Пирамида 2000» ;

-    технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура);

-    устройства синхронизации системного времени УССВ-2 и УСВ-2.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчиков электрической энергии.

Счетчики производят измерения действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают полную мощность S = UI.

Измерения активной мощности (Р) счетчиками выполняется путём перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (u) и тока (i) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (р) по периоду основной частоты сигналов.

2 2 0 5

Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q = (S - P ) ’ .

Средние значения активной и реактивной мощностей рассчитываются путем интегрирования текущих значений P и Q на 30-минутных интервалах времени. Счетчики электрической энергии ИИК ТИ производят измерении активной и реактивной электрической энергии и мощности с интервалом усреднения 30 минут, самодиагностику и запись результатов измерений (профилей нагрузки) и данных самодиагностики (журналов событий) в энергонезависимую встроенную память.

По запросу с УСПД уровня ИВКЭ (для ТИ №13-15), с периодичностью один раз в тридцать минут, собираются данные с ИИК ТИ №13-15. По запросу с сервера БД ПАО «Ленэнерго», с периодичностью один раз в тридцать минут, данные с уровня ИВКЭ собираются в базу данных сервера ПАО «Ленэнерго». С периодичностью один раз в сутки, данные из базы данных сервера ПАО «Ленэнерго» передаются в базу данных сервера ЗАО «ЭСК».

По запросу с сервера БД ЗАО «ЭСК» (для ТИ №1-12 и ТИ №16-19), с периодичностью один раз в тридцать минут, данные с уровня ИИК ТИ №1-12 и ТИ №16-19 собираются в базу данных сервера ЗАО «ЭСК».

Сервера осуществляют сбор и обработку результатов измерений, расчет активной и реактивной электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации, хранение полученной информации, отображение накопленной информации, оформление справочных и отчетных документов.

Передача результатов измерений и данных о состоянии средств измерений внешним организациям осуществляется по выделенным каналам или коммутируемым телефонным линиям связи через интернет-провайдера.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), включающую в себя устройства синхронизации времени УССВ-2 и УСВ-2, осуществляющее синхронизацию часов ЦСОД, УСПД и счетчиков по эталонным сигналам точного времени, получаемым от системы ГЛОНАСС.

Коррекция часов счетчиков производится от часов сервера ЗАО «Энергосбытовая компания Кировского завода» ( ИК1-ИК12,ИК16-ИК19) и сервера ПАО «Ленэнерго» (ИК13- ИК15) в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение показаний часов серверов и часов счетчиков АИИС КУЭ превосходит ±3 с. Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков и серверов АИИС КУЭ.

Журналы событий счетчиков электрической энергии и серверов отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов счетчиков и сервера в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Состав измерительных каналов приведен в таблице 1.

Я

43

о

о

и

%

а>

Я

я

<т>

н

РЭ

04

и

я

я

ег

ю

w

*<

I

СЛ

&

LtJ

о

W

TI

*<

н

Я

и

о о ^ и

On о w Я

W g

H

я

и

о о и

On о

w Я

w g

н

я

и

о о ^ и

On о Я ^

W ё

Tf

«

■о

РЭ

О

Я

0

я

1

w

43

рэ

о

Я

о

я

«

■о

РЭ

О

Я

0

я

1

ll*' -С

On

Я

td

ll*'

8 *

-С

Я

0

1

VO

Я

0

1

VO

Я

0

1

VO

ю*

LtJ

ю

&

8 a

X

&

о

о

VO

"I

^ О

Ю* О

Lt\ >ъ а>

сл ^ ^ 2

to Q Я

"I

^ О Го* р

^ "Ь

а>

On Л ^ 2

to Q Я

"I

to

н

О

Я

н

со

н L/1 О

^1

£    1-1

^    О “ hH

^    ИН

to    П j

о    H Я со

O    I

- ^5

— j ^ 5=1 Олр ■

£ ч    ^

?' О    ^ Лн

>-v    L/1 НЧ

К) п    н

оНЯи

О    I

-    с« s

^    О

Го*    О

О

по    л

S ON    Гй

40    2

<1    Hrt I

О    л

й 00    G

О    W

00    м

С о

И s

о

о

о

о

И

LtJ Р

А и <1

'-J    о

1    >

^ О Го* о

oj нЪ On О On g \0 2 <1 Hrt I

° п

” я

С о

И s

о

о

о

о

td

LtJ Р

А н <1

'-J    о

1    >

^ Я

С о

И s

о

о

о

о

td

OJ Р .

Д н

<1 ^ J-J о 1 >

^ О Го* о

oj ►Ъ On П> On Л

40 2

<1 Hrt I

° п

“я

О

о

о

td

LtJ Р

А н

<1 ^ J-J о 1 >

CO

рэ

CO

я

о

43

<т>

РЭ

я

н

<jj

я

Со g

§

I Г 2

я н

я

о

43

<т>

РЭ

.3

<jj

я

я

о

43

п>

Р2

<jj

я

я

о

рэ

п

я и

Р2

о о

ч

<JJ о

я л ', Я 1 о

~° 2 3

сл

Э    *

о    й

03    РЭ

я    я

н    ° ч

Q    о

я    л

,    я

О    §

Сп    я

э    «

о    Й

03    Р2

я    я

н    ° н

Q    о

Я    J5

,    я

О    §

СЛ    5!

о    я

°    и

р    р

^    с

Ч    о

0

(J

н

1

н

о

LtJ

0

(J

н

1

н

М О ■ § О о

о

On

сл

СИКОН С70

Гос.реестр СИ,№ 28822-05,Зав.№ 07443,СИКОН С70,Гос.реестр СИ,

On

td

О

<т>

о

Й

я

о

н

о

со

№ 28822-05,Зав.№ 07444

U

я

о

н

Каналообразующая аппаратура, УСВ-2,Гос.реестр СИ, № 41681-10, Зав.№ 3061,ПО «Пирамида 2000»

OJ On

Каналообразующая аппаратура, УССВ-2 Гос реестр СИ №54074-13, зав.№001426, ПО «АльфаЦЕНТР»

Примечания:

Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков электрической энергии, УСПД, УССВ на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1.

Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаТ ЦЕНТР» и ПО «Пирамида 2000».

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»

Таблица 3 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»

Уровень защиты ПО «Альфа-ЦЕНТР» и ПО «Пирамида 2000» соответствует уровню «ВЫСОКИЙ» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Метрологические характеристики приведены в таблицах 4 и 5.

Таблица 4 - Метрологические характеристики

Таблица 5 - Пределы допускаемых относительных погрешностей (измерение активной и реактивной электрической энергии и мощности), % для рабочих условий эксплуатации_

Таблица 6 - Технические характеристики

Надежность применяемых в системе компонентов:

-    счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 165000 ч;

-    трансформатор тока Т0Л-10, ТЛШ-10,ТШЛ-10 - среднее время наработки на отказ не менее 4000000 ч;

-    трансформатор тока Т0Л-НТЗ-10- среднее время наработки на отказ не менее 219000 ч.;

-    трансформатор напряжения НАМИ-10 - среднее время наработки на отказ не менее 4400000 ч;

-    трансформатор напряжения ЗНОЛП-НТЗ-6 - среднее время наработки на отказ не менее 219000 ч.

Надежность системных решений:

-    резервирование питания компонентов АИИС КУЭ с помощью дополнительного питания;

-    резервирование каналов связи: для передачи информации внешним организациям организованы два независимых канала связи.

Регистрация в журналах событий компонентов системы времени и даты:

а) счетчиками электрической энергии:

-    попыток несанкционированного доступа;

-    связи со счетчиком, приведших к каким-либо изменениям данных;

-    коррекции текущих значений времени и даты;

-    отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

-    перерывов питания;

-    самодиагностики (с записью результатов). б) УСПД:

-    попыток несанкционированного доступа;

-    связи с УСПД, приведшие к каким-либо изменениям данных;

-    перезапуска УСПД;

-    коррекции текущих значений времени и даты;

-    перерывов питания;

-    самодиагностики (с записью результатов).

Защищённость применяемых компонентов:

а)    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчиков электрической энергии;

-    клемм вторичных обмоток трансформаторов тока, напряжения;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;

-    испытательных клеммных коробок;

-    УСПД;

б)    защита информации на программном уровне:

-    установка паролей на счетчиках электрической энергии;

-    установка пароля на УСПД;

-    установка пароля на сервер БД;

-    возможность использования цифровой подписи при передачи данных.

Глубина хранения информации:

-    счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 45 суток; сохранность данных в памяти при отключении питания - 30 лет;

-    УСПД - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях по каждому ИК не менее 45 суток, сохранность данных в памяти при отключении питания - не менее 5 лет;

-    сервер БД- хранение результатов измерений и информации о состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО «КировТЭК».

Комплектность

Таблица 7 - Комплект поставки АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МИ 3000-2006 «ГСИ. Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки». Методика проверки идентификационных данных ПО приведена в разделе 9 Паспорта.

Основные средства поверки:

- средства поверки и вспомогательные устройства, в соответствии с методиками поверки, указанными в описаниях типа на измерительные компоненты АИИС КУЭ, а также приведенные в таблице 2 МИ 3000-2006.

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

Измерения производятся в соответствии с документом 04/16.00.000 МИ «Методика измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности при помощи системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО «КировТЭК». Свидетельство об аттестации № 08-RA.RU.311468-2016 от 26.07.2016 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО «КировТЭК»

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

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