Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ТП 810 Самарского ПО филиала ОАО "МРСК Волги"-"Самарские распределительные сети".

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ТП 810 Самарского ПО филиала ОАО «МРСК Волги» - «Самарские распределительные сети» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

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

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

•    измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии,

•    периодический (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);

•    автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

•    передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие места (АРМы);

•    предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-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 функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

•    конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

•    ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

1-ый уровень системы - информационно-измерительные комплексы (далее ИИК) включает в себя: измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5; 0,5S по ГОСТ 7746 - 2001, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983 -2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М класса точности (КТ) 0,5S/1,0 в ГР № 36355-07 , по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электроэнергии по каждому присоединению (измерительному каналу), указанных в таблице 2 (41 точка измерения).

2-ой    уровень - (ИВКЭ)- представляет собой устройство сбора и передачи данных на базе ЭКОМ-3000 Зав. №10124125- 1 шт. № ГР №17079-09 со встроенным модулем синхронизации времени GРS.

3-й    уровень - представляет собой информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя сервер базы данных (далее - сервер БД) типа HP ProLiant DL380G7; 6 сотовых модемов стандарта GSM 900/1800 Siemens MC35, 2 модема/роутера IRZ Ruh router, локально-вычислительную сеть, систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) на базе устройства синхронизации времени УСВ-3(ГР№ 51644-12), программное обеспечение ПО

Лист № 2 Всего листов 10

ПТК «Энергосфера»-многопользовательская (далее-ПО), коммуникационное оборудование для обмена данными со счетчиками (интерфейс RS-485/RS-232, GSM-модемы Siemens MC-35i), устройство бесперебойного питания сервера (UPS).

Первичные фазные токи и напряжения преообразуются 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин. Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД (где производится хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Данные об энергопотреблении с УСПД ЭКОМ - 3000 (основной канал) на сервер ОАО «МРСК Волги» осуществляются по интерфейсу Ethernet в общей корпоративной сети передачи данных ОАО «МРСК Волги» .

Передача информации в организации - участникам оптового и розничного рынков электроэнергии осуществляется от сервера баз данных через Интернет-провайдера.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ использовано программное обеспечение ПК «ЭНЕРГОСФЕРА» Идентификационные данные (признаки) приведены в таблице№ 1.

Таблица№1

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных измене-

ний по МИ 3286-2010 - А

На метрологические характеристики модуля вычислений УСПД оказывают влияние пересчётные коэффициенты, которые используются для пересчёта токов, и напряжений считанных из измерительных каналов счётчика, в результирующий параметр (потребляемую электроэнергию, мощность). Пересчётные коэффициенты задаются при конфигурировании УСПД и записываются в его флэш-память.

Значения пересчетных коэффициентов защищены от изменения путём ограничения доступа паролем и опломбированием УСПД .

Интерфейс ПО содержит в себе средства предупреждения пользователя, если его действия могут повлечь изменение или удаление результатов измерений.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации времени УСВ-3, принимающего сигналы точного времени от

Лист № 3 Всего листов 10

спутников глобальной системы позиционирования (GPS) установленного на уровне ИВК. Часы сервера АИИС КУЭ синхронизированы со временем УСВ-3, корректировка часов севера АИИС КУЭ выполняется при расхождении часов сервера и УСВ-3 на ±0,1 с. На уровне ИВКЭ синхронизация времени осуществляется встроенным в УСПД GPS-приёмником, корректировка часов УСПД выполняется при расхождении часов УСПД и GPS-приёмника на ±0,1 с , Сверка показаний часов счетчиков АИИС КУЭ с часами УСПД происходит при каждом опросе, при расхождении часов УСПД с часами счетчиков на ±1 с выполняется их корректировка, но не чаще чем раз в сутки. Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с в сутки.

Технические характеристики

Перечень компонентов, входящих в измерительный канал АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений представлен в таблице № 2 Таблица№2

Примечания:

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

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

3.    Нормальные условия:

параметры сети: напряжение (0,98^1,02) Ином; ток (0,05^1,2)1ном, для ИК № 1-35, ток (0,01^1,2)1ном, для ИК № 36-41,cos ф = 0,9 инд.;

4.    Рабочие условия:

параметры сети для ИК: напряжение (0,9^1,1) Ином; сила тока (0,05^1,2) 1ном (для ИК № 1-35), сила тока (0,01^1,2) 1ном (для ИК № 36-41); 0,5 инд.<cos ф<0,8 емк.;

допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от минус 40 °С до + 50 °С, для счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М от минус 40 °С до +60 °С; для УСПД ЭКОМ-3000 от 0°С до плюс 50°С, для сервера от +10 °С до + 35 °С;

5 Погрешность в рабочих условиях указана для I = 0,05 1ном, (для ИК № 1-35); для I = 0,01 1ном, (для ИК № 36-41), cos ф = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от -10 до +35°С.

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001; трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001; счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 31819.22-2012 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии по каждому присоединению (измерительному каналу).

Лист № 8 Всего листов 10

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков, УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1. Замена оформляется актом в установленном в ОАО "МРСК Волги" порядке. После замены требуется переоформление описания типа.

Надежность применяемых в системе компонентов:

Электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05М

-среднее время наработки на отказ не менее Тср =140000 часов,

-средний срок службы - не менее 30 лет сервер

среднее время наработки на отказ не менее Тср = 107300 ч, коэффициент готовности не менее-0,99,

среднее время восстановления работоспособности не более tв = 0,5 ч; трансформатор тока (напряжения)

-    среднее время наработки на отказ не менее Тср = 400 000 ч,

-    среднее время восстановления работоспособности не более ^ = 2 ч;

УСПД (ЭКОМ- 3000)

-    среднее время наработки на отказ не менее не менее Тср =75000 ч,

-    время восстановления работоспособности не более ^ = 2 ч;

УСВ-3

-    среднее время наработки на отказ не менее Тср = 35 000 ч,

-    время восстановления работоспособности не более ^ = 2 ч;

Надежность системных решений:

-    резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

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

Регистрация событий: в журнале счётчика:

-    параметрирование;

-    пропадания напряжения;

-    коррекция времени; в журнале УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и УСПД;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком;

-    выключение и включение УСПД.

Защищённость применяемых компонентов:

•    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-УСПД;

-    сервера;

•    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

-    результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи)

-    установка пароля на счётчик;

-    установка пароля на УСПД;

-    установка пароля на сервер;

Г лубина хранения информации:

-электросчетчики ПСЧ-4ТМ.05М - глубина хранения каждого массива при времени интегрирования30 минут составляет 85 дней; при отключений питания не менее 1 года;

Лист № 9 Всего листов 10

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет;

-УСПД ЭКОМ-3000 - суточные данные о потреблении электроэнергии по каждому каналу учета за сутки - не менее 45 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ ТП 810 Самарского ПО филиала ОАО «МРСК Волги» -«Самарские распределительные сети».

Комплектность средств измерений

Комплектность АИИС КУЭ ТП 810 Самарского ПО филиала ОАО «МРСК Волги» -«Самарские распределительные сети». приведена в таблице№3.

Таблица№3

Поверка

осуществляется в соответствии с документом о поверке МП 4222-04-6316109767-2014 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ТП 810 Самарского ПО ОАО «МРСК Волги» - «Самарские распределительные сети», утвержденным ФБУ «Самарский ЦСМ» 28 октября 2014г.

Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

-    трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;

-    трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-1988;

-    счётчики электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М. в соответствии с методикой поверки, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146 РЭ. МП. Методика поверки. ИЛГШ.411152.146 РЭ1. Счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05М, согласованная ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»20.11.2007г; СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с методикой ИЛГШ.411152.145 РЭ1;

-    УСПД ЭКОМ-3000- в соответствии с документом «ГСИ. Комплекс программно- технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г;

Всего листов 10

-устройство синхронизации времени УСВ-3 - в соответствии с документом «Инструкция. Устройства синхронизации времени УСВ-3». Методика поверки. ВЛСТ.240.00.000МП», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г.

- радиочасы МИР РЧ-01, ПГ±1 мкс;

Сведения о методах измерений

Методы измерений, которые используются в системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ТП 810 Самарского ПО филиала ОАО «МРСК Волги» - «Самарские распределительные сети» приведены в документе - «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учёта электрической энергии ТП 810 Самарского ПО филиала ОАО «МРСК Волги» - «Самарские распределительные сети». МВИ 4222-04-6316109767-2014. Методика аттестована ФБУ «Самарский ЦСМ» в соответствии с ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации № 79/01.00181-2013/2014 от 28.10.2014 г

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ТП 810 Самарского ПО филиала ОАО «МРСК Волги» -«Самарские распределительные сети »

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

■    ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия.

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

■    ГОСТ 31819.22-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2 S и 0,5 S.

■    ГОСТ 31819.23-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования .Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии. (1ЕС 62053-23:2003, MOD)

Рекомендации к применению

-осуществление торговли .