Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП СК "Ставрополькоммунэлектро"
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУ) ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро» предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ГУП СК «Ставрополькоммунэлек-тро», сбора, хранения и обработки полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов на оптовом рынке электроэнергии. Настоящее описание типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУ) ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро» включает в себя описание измерительных каналов, соответствующих точкам измерений № 323, 324, 325, 326, 327, 328.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределением функций измерения.
АИИС КУЭ решает следующие функции:
• измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
• периодически (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);
• 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 центры сбора и обработки информации (ЦСОИ) смежных субъектов оптового рынка;
• предоставление, по запросу, контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - смежных 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 и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУ;
• конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
• ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени), соподчинённой национальной шкале времени.
системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АМР) и программное обеспечение (ПО).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень (ИИК) - трансформаторы тока класса точности 0,5 и 0,5S по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения класса точности 0,5 по ГОСТ 1983, многофункциональные счетчики ЦЭ 6850М, включающие в себя средства обеспечения единого времени (СОЕВ), класса точности 0,2S по ГОСТ 52323 для активной энергии и ГОСТ 52425 для реактивной энергии, установленные на объектах, указанных таблице 2, технические средства приёма-передачи данных.
1 -й уровень - ИИК выполняет функцию автоматического проведения измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности на объектах ГУП СК «Ставрополькоммунэ-лектро» по одному из присоединений («точек измерений»).
Между ИИК и ИВК организован канал связи, обеспечивающий передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в режиме автоматизированной передачи данных от ИИК в ИВК.
2 -й уровень (ИВК) - информационно-вычислительный комплекс на основе специализированного программного обеспечения (пакет «Пирамида» от ИИС «Пирамида» Госреестр № 21906-01), маршрутизатора («ИКМ-Пирамида»), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени УСВ-1 (Госреестр № 28716-05), автоматизированного рабочего места персонала (АРМ).
Первичные фазные 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 преобразуют 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.
На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации - участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по сотовой связи через интернет-провайдера.
АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени (УСВ-1), включающей в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Сличение времени счетчиков электрической энергии с временем на сервере один раз в сутки, корректировка времени счетчиков электрической энергии при расхождении ± 2 с. Погрешность времени из-за задержек в линиях связи не превышает 0,2 с. Погрешность системного времени не превышает ± 5 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают: время (ДД.ЧЧ.ММ) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Уровень ИВК обеспечивает:
- автоматизированный регламентный сбор и хранение результатов измерений;
- автоматическое выполнение коррекции времени;
- сбор данных о состоянии средств измерений с ИИК;
- контроль достоверности результатов измерений;
- контроль достоверности данных;
- контроль восстановления данных;
- восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления питания и т.п.)
- возможность масштабирования долей именованных величин электрической энергии;
- хранение результатов измерений, состояний объектов и средств измерений в течение 3,5 лет;
- ведение нормативно-справочной информации;
- ведение «Журналов событий»;
- формирование отчетных документов;
- передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в ИАСУ КУ и другим заинтересованным субъектам ОРЭ;
- безопасность хранения данных и ПО в соответствии с ГОСТ Р 52069.0 - 2013;
- конфигурирование и параметрирование технических средств и ПО;
- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к визуальным, печатным и электронным данным;
- диагностику работы технических средств и ПО;
- измерение времени и синхронизацию времени от СОЕВ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется пакет программ программного обеспечения «Пирамида-2000 предназначенный для измерения электрической энергии и мощности, автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения полученной в результате измерений информации.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ3286-2010 - С.
Идентификационные данные программного обеспечения:
Таблица 1
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное название программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| Модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений | metrology.dll | 3 | 52e28d7b608799bb 3ccea41b548d2c83 | MD5 |
| Модуль расчета величины рассинхронизации времени | VerifyTime | 3 | Iea5429b261fb0e2 884f5b356aldle75 | MD5 |
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - влияния нет.
Технические характеристики
Состав ИК приведён в таблице 2, метрологические характеристики ИК в таблице 3.
Таблица 2 . Основные метрологические характеристики составных частей ИК
| Номер точки измерений и наименование измерительного канала | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | ||||
| ТТ | ТН | Счётчик | УСПД СОЕВ ИВК | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| ИК № 323 | ЗТП-1, Ф-612 п/с «Благодарная-330» | ТШП-0,66 600/5 КТ 0,5 зав. № 12135992, 12136014, 12135993 Госреестр № 47512-11 | _ | ЦЭ6850М КТ 02S/0,5 зав. № 07251055002734 Госреестр № 20176-06 | ИВК «Пирамида 2000» зав. № А7*3218305 УСВ-1 зав. № 1328 | Отдача/Приём Актив/Реактив |
| ИК № 324 | ЗТП-1, Ф-464 п/с «Бурлацкая» | ТШП-0,66 600/5 КТ 0,5, зав. № 12135960, 12135961, 12135962 Госреестр № 47512-11 | _ | ЦЭ6850М КТ 02S/0,5 зав. № 07251055002889 Госреестр № 20176-06 | Отдача/Приём Актив/Реактив | |
| ИК № 325 | Л-370, п/с «Изобильная» | ТФЗМ-35Б-ГУ1 100/5 КТ 0,5 зав. № 30594, 30971 Госреестр № 3689-73 | ЗНОМ-35-65У1 35000^3/100^3 КТ 0,5, зав. № 1309651, 1304650, 1321867 Госреестр № 912-07 | ЦЭ6850М КТ 02S/0,5 зав. № 07251041000401 Госреестр № 20176-06 | Отдача/Приём Актив/Реактив | |
| ИК № 326 | Ф-222, п/с «Радиозавод» | ТОЛ-СЭЩ-10-21 600/5 КТ 0,5, зав. № 21537-11, 21526-11, 21532-11 Госреестр № 32139-06 | НАЛИ-СЭЩ-10-1 10000/100 КТ 0,5 зав. № 00354-11 Госреестр № 38394-08 | ЦЭ6850М КТ 02S/0,5 зав. № 07251068000354 Госреестр № 20176-06 | Отдача/Приём Актив/Реактив | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| ИК №327 | оп. №64, Ф-467 п/с «Новопавловская- 1» | ТОЛ-10-I 30/5 КТ 0,5 зав. № 7106, 7105 Госреестр № 15128-07 | ЗНОЛПМ-10УХЛ2 10000/100 КТ 0,5, зав. № 3000216, 3000217, 3000222 Госреестр № 23544-07 | ЦЭ6850М КТ 02S/0,5 зав. № 87861529 Госреестр № 20176-06 | Отдача/Приём Актив/Реактив | |
| ИК №328 | ТП-311, Ф-138 п/с «Бештаугорец» | ТОЛ-СЭЩ-10-11 100/5, КТ 0,5 зав. № 24363-09, 24373-09 Госреестр № 32139-06 | НТМИ-10-66УЗ 10000^3/100^3 КТ 0,5 зав. № 3328 Госреестр № 831-69 | ЦЭ6850М КТ 02S/0,5 зав. № 07215705081129 95 Госреестр № 20176-06 | Отдача/Приём Актив/Реактив |
В таблице 3 приведены метрологические характеристики ИК для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовых), при доверительной вероятности Р = 0,95;
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУ
| Номер ИК | cos ф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС КУ (измерения активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ) | |||||||
| 31(2)% I1(2)%—1изм<15% | 35% I5%— 1изм<120% | 320% I20%— 1изм<1100% | 3ioo% I100%— 1изм<1120% | ||||||
| актив. | реакт. | актив. | реакт. | актив. | реакт. | актив. | реакт. | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 323 | 1,0 | 1,59 | _ | 1,09 | _ | 0,82 | _ | 0,82 | _ |
| 0,9 | 2,07 | _ | 1,27 | _ | 0,93 | _ | 0,93 | _ | |
| 0,8 | 2,49 | 5,19 | 1,47 | 4,69 | 1,08 | 2,54 | 1,08 | 1,95 | |
| 0,5 | 4,45 | 3,34 | 2,66 | 2,84 | 1,87 | 1,77 | 1,87 | 1,55 | |
| 324 | 1,0 | 1,59 | _ | 1,09 | _ | 0,82 | _ | 0,82 | _ |
| 0,9 | 2,07 | _ | 1,27 | _ | 0,93 | _ | 0,93 | _ | |
| 0,8 | 2,49 | 5,19 | 1,47 | 4,69 | 1,08 | 2,54 | 1,08 | 1,95 | |
| 0,5 | 4,45 | 3,34 | 2,66 | 2,84 | 1,87 | 1,77 | 1,87 | 1,55 | |
| 325 | 1,0 | 1,79 | _ | 1,22 | _ | 0,99 | _ | 0,99 | _ |
| 0,9 | 2,27 | _ | 1,39 | _ | 1,13 | _ | 1,13 | _ | |
| 0,8 | 2,69 | 5,39 | 1,64 | 4,69 | 1,27 | 2,54 | 1,27 | 2,54 | |
| 0,5 | 4,65 | 3,54 | 2,91 | 2,84 | 2,23 | 1,77 | 2,23 | 1,77 | |
| 326 | 1,0 | 1,79 | _ | 1,22 | _ | 0,99 | _ | 0,99 | _ |
| 0,9 | 2,27 | _ | 1,39 | _ | 1,13 | _ | 1,13 | _ | |
| 0,8 | 2,69 | 5,39 | 1,64 | 4,69 | 1,27 | 2,54 | 1,27 | 2,54 | |
| 0,5 | 4,65 | 3,54 | 2,91 | 2,84 | 2,23 | 1,77 | 2,23 | 1,77 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 327 | 1,0 | 1,79 | _ | 1,22 | _ | 0,99 | _ | 0,99 | _ |
| 0,9 | 2,27 | _ | 1,39 | _ | 1,13 | _ | 1,13 | _ | |
| 0,8 | 2,69 | 5,39 | 1,64 | 4,69 | 1,27 | 2,54 | 1,27 | 2,54 | |
| 0,5 | 4,65 | 3,54 | 2,91 | 2,84 | 2,23 | 1,77 | 2,23 | 1,77 | |
| 328 | 1,0 | 1,79 | _ | 1,22 | _ | 0,99 | _ | 0,99 | _ |
| 0,9 | 2,27 | _ | 1,39 | _ | 1,13 | _ | 1,13 | _ | |
| 0,8 | 2,69 | 5,39 | 1,64 | 4,69 | 1,27 | 2,54 | 1,27 | 2,54 | |
| 0,5 | 4,65 | 3,54 | 2,91 | 2,84 | 2,23 | 1,77 | 2,23 | 1,77 |
Примечания:
1. Погрешность измерений 81(2)%P и 81(2)%Q для cosф = 1,0 нормируется от 11%, а погрешность измерений 81(2% и 8i(2)%q для cosф < 1,0 нормируется от 12%.
2. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры питающей сети: напряжение - (220 ± 4,4) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;
- параметры сети: диапазон напряжения - (0,98 - 1,02)^Uh; сила тока - (0,01 - 1,2) 4н; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) - от 0,5 до 1,0 (от 0,6 до 0,9); частота -(50 ± 0,15) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения (для счетчиков) - не более 0,05 мТл;
- температура окружающего воздуха: ТН и ТТ - от минус 20 °С до + 40 °С;
счётчиков - от + 15 °С до + 25 °С; ИВК - от + 15 °С до + 25 °С;
- относительная влажность воздуха - (70 ± 5) %;
- атмосферное давление - (100 ± 4) кПа.
3. Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
- напряжение питающей сети 0,9^ином до 1,1-ином,
- сила тока от 0,011ном до 1,2 1№м;
- температура окружающей среды:
- для ТТ и ТН от минус 30 °С до + 40 °С,
- для счётчиков электрической энергии от 0 °С до + 25 °С;
- относительная влажность воздуха - (40 - 60) %;
- атмосферное давление - (100 ± 4) кПа.
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,05 мТл;
4. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п.5 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном порядке на предприятии. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
• Счетчики электрической энергии - среднее время наработки на отказ не менее 160000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа.
• Сервер - среднее время наработки на отказ не менее 60000 часов среднее время восстановления работоспособности 1 час.
Надежность системных решений:
• резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации - смежные участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте;
Регистрация событий:
• в журнале событий счетчика:
о параметрирования;
о пропадания напряжения;
о коррекции времени в счетчике;
З ащищенность применяемых компонентов:
• механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
о счетчика электрической энергии;
о промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
о испытательной коробки;
о сервера;
• защита информации на программном уровне:
о результатов измерений;
о установка пароля на счетчик;
о установка пароля на сервер;
Г лубина хранения информации:
• счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания не менее 10 лет;
• ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений -за весь срок эксплуатации системы.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии АИИС КУ ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро».
Комплектность
Комплектность АИИС КУ ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро» представлена в таблице
4.
Таблица 4
| Обозначение изделия | Наименование изделия | Кол-во |
| 1 | 2 | 3 |
| ТШП-0,66, 600/5 | Трансформаторы тока | 6 |
| ТФЗМ-35Б-1У1, 100/5 | Трансформаторы тока | 2 |
| ТОЛ-СЭЩ-10-21, 600/5 | Трансформаторы тока | 3 |
| ТОЛ-10-I | Трансформаторы тока | 2 |
| ТОЛ-СЭЩ-10-11 | Трансформаторы тока | 2 |
| ЗНОМ-35-65У, 35000^3/100^3 | Трансформаторы напряжения | 3 |
| НАЛИ-СЭЩ-10-1, 10000/100 | Трансформаторы напряжения | 1 |
| ЗНОЛПМ-10УХЛ2, 10000/100 | Трансформаторы напряжения | 3 |
| НТМИ-10-66УЗ, 10000/100 | Трансформаторы напряжения | 1 |
| ЦЭ6850М | Счётчики электрической энергии | 6 |
| ЭнергоПрибор | Коробки испытательные переходные | 6 |
| ICPCON i-7520 | Преобразователи интерфейсов | 12 |
| Simens TC 65 | GSM модем | 12 |
| SIK15.102.04 | Блок питания | 12 |
| С5-35В 100 2.4 КОМ | Добавочный резистор | 3 |
| HS 50 1000 R J | Догрузочные резисторы для трансформаторов напряжения | 3 |
| Эксплуатационная документация | ||
| ВЛСТ 150.00.000 РО | Руководство пользователя АИИС КУ ГУП СК «Ставро-полькоммунэлектро» | 1 |
| ИЭН 1683РД-08.12.000. ЭД | Инструкция по эксплуатации. Технологическая инструкция на АИИС КУ ГУП СК «Ставрополькоммунэлек-тро» | 1 |
| ИЭН 1683 РД-08.12.000 ФО | Паспорт-формуляр на АИИС КУ ГУП СК «Ставрополь-коммунэлектро» | 1 |
| ИЭН 1683 РД-08.12.000 В6 | Перечень (массив) входных данных на АИИС КУ ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро» | 1 |
| ИЭН 1683 РД-08.12.000 В8 | Перечень выходных данных на АИИС КУ ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро» | 1 |
| ВЛСТ 150.00.000 РО | Инструкция по формированию и ведению базы данных на АИИС КУ ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро» | 1 |
| МВИ ИЭН 1684-08 | Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием АИИС КУ ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро» | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МИ 3000-2006 «ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая Методика поверки».
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-11 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- счётчиков электрической энергии типа ЦЭ6850М - в соответствии с «Счётчики электрической энергии ЦЭ6850. Методика поверки» ИНЕС.411152.034 Д1;
- устройство синхронизации времени УСВ-1 в «Устройство синхронизации времени УСВ-1 Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП».
Сведения о методах измерений
Метод измерений приведён в документе «Методика выполнения измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии и мощности ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро».
Нормативные документы
ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»
ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия»
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия»
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»
ГОСТ 52425-05 «Статические счетчики реактивной энергии»
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения»
МИ 2845-2003 «ГСИ. Трансформаторы напряжения 6/^3 ... 35 кВ измерительные. Методика периодической поверки на месте эксплуатации»
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.