Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Красногорская электрическая сеть" (АИИС КУЭ ОАО "КЭС")

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Красногорская электрическая сеть» (АИИС КУЭ ОАО «КЭС») предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности в ОАО «Красногорская электрическая сеть» по всем расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в центры сбора и обработки информации ПАК КО, филиал ОАО «СО ЕЭС» Московское РДУ, ОАО «МОЭСК», ОАО «Мосэнергосбыт» и ОАО «Красногорская электрическая сеть» в рамках согласованного регламента.

Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.

Описание

АИИС КУЭ ОАО «КЭС» выполненная на основе ИИС «Пирамида» (Госреестр № 21906-01), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные комплексы (ИИК) 1-35 АИИС КУЭ ОАО «КЭС» (также входящие в состав АИИС КУЭ ОАО «МОЭСК» (Госреестр № 38984-08)) состоят из трех уровней:

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

2-ой    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU 325, технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

лист № 2 Всего листов 12

3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя коммуникационный сервер (КС) ОАО «МОЭСК», сервер базы данных (СБД) ОАО «МОЭСК», автоматизированное рабочее место (АРМ), устройство синхронизации системного времени (УССВ), а так же совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

Измерительно-информационные комплексы (ИИК) 36-38 АИИС КУЭ ОАО «КЭС» состоят из двух уровней:

1 -ый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту

-    счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер базы данных (СБД) ОАО «КЭС», коммуникатор СИКОН ТС65, автоматизированное рабочее место (АРМ), устройство синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-1 Госреестр № 28716-05, а так же совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

АИИС КУЭ ОАО «КЭС» решает следующие задачи:

-    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);

-    периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;

-    хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

-    периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);

-    передача результатов измерений ПАК КО, филиал ОАО «СО ЕЭС» Московское РДУ, ОАО «МОЭСК», ОАО «Мосэнергосбыт» и ОАО «Красногорская электрическая сеть» в рамках согласованного регламента;

-    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);

Принцип действия:

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются 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.

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

Для ИИК 1-35 цифровой сигнал с выходов счетчиков, посредством проводных линий связи поступает в УСПД RTU-325. УСПД раз в 30 минут опрашивают счетчики и осуществляют вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН (в счетчике коэффициенты трансформации выбраны равные 1), хранение измерительной информации и журналов событий передачу результатов измерений на верхний уровень АИИС КУЭ.

Коммуникационный сервер ОАО «МОЭСК» с периодичностью раз в сутки опрашивает УСПД и считывает 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные значения передаются в СБД ОАО «МОЭСК».

СБД ОАО «МОЭСК» производит вычисление получасовых значений электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН на основании считанного профиля мощности. Затем в автоматическом режиме, раз в сутки, передаёт результаты измерений на СБД ОАО «КЭС» в формате электронного документа XML макета 80020, результаты записываются в базу данных.

Для ИИК 36-38 цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи через GSM-модемы по сети Интернет, через коммуникатор СИКОН ТС65, поступает на СБД ОАО «КЭС». СБД ОАО «КЭС» производит вычисление получасовых значений электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН на основании считанного профиля мощности, запись в базу данных.

СБД ОАО «КЭС» осуществляет формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в ПАК ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» Московское РДУ, ОАО «МОЭСК», ОАО «Мосэнергосбыт» в рамках согласованного регламента.

Описание программного обеспечения

В состав ПО АИИС КУЭ входит: ПО АИИС КУЭ ОАО «МОЭСК» (Госреестр № 38984-08), встроенное ПО счетчиков электроэнергии, ПО УСПД и ПО СБД ОАО «КЭС». Программные средства СБД ОАО «КЭС» содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО «Пирамида 2000», ПО СОЕВ.

АИИС КУЭ ОАО «КЭС» оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему.

Для ИИК 1-35 в качестве базового прибора СОЕВ используется УССВ 16HVS (производства ООО «Эльстер Метроника»), Сервер БД ОАО «МОЭСК» синхронизирует время с подключенным к нему УССВ. Синхронизация времени сервера происходит каждый час, коррекция времени сервера со временем УССВ осуществляется независимо от расхождении со временем УССВ.

Коммуникационный сервер ОАО «МОЭСК» синхронизирует свое время с сервером БД ОАО «МОЭСК». Синхронизация времени коммуникационного сервера происходит каждый час, корректировка времени осуществляется при расхождении времени серверов на величину более ±1 с.

лист № 4 Всего листов 12

Сличение времени УСПД со временем коммуникационного сервера ОАО «МОЭСК» происходит при каждом обращении к УСПД, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка времени осуществляется при расхождении времени сервера и УСПД на величину более ±1 с.

Сличение времени счетчиков со временем УСПД происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже 1 раза в 30 минут. Корректировка времени осуществляется при расхождении времени счетчиков с временем УСПД на величину более ±1 с.

Для ИИК 36-38 в качестве базового прибора СОЕВ используется УСВ-1 (производства ЗАО «ИТФ «Системы и технологии»), Госреестр № 28716-05.

Сервер синхронизирует время с устройством синхронизации времени УСВ-1. Синхронизация времени сервера происходит каждый час, коррекция времени сервера с временем УСВ-1 осуществляется независимо от расхождении с временем УСВ-1.

Сличение времени счетчиков со временем сервера происходит не реже 1 раза в сутки, корректировка осуществляется при расхождении времени счетчиков со временем сервера на величину более ±2,0 с.

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

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ОАО «КЭС» приведен в таблице 1. Таблица 1    _ _

* - функции ИВКЭ выполняет ИВК

Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ ОАО «КЭС» приведены в таблице 2. Таблица 2    _ _

Примечания:

1.    Погрешность измерений 5ц2)%р и 5i(2)%q для с os (р=1,0 нормируется от //%, а погрешность измерений 5ц2)%р и 5i(2)%q для cos(p<l,0 нормируется от 12%.

2.    Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

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

4.    Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ ОАО «КЭС»:

•    напряжение питающей сети: напряжение (0,98... 1,02)-Uhom, ток (1 + 1,2)-1ном, cos(p=0,9 инд;

•    температура окружающей среды (20±5) °С.

5.    Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ ОАО «КЭС»:

•    напряжение питающей сети (0,9 ...1,1)-Uhom, ста тока (0,05...1,2)-1ном для ИИК

1-11, 15-38, сила тока (0,01 ...1,2)- 1ном для ИИК 12-14;

•    температура окружающей среды:

-    для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С;

-    УСПД от плюс 5 до плюс 35 °С;

-    трансформаторы тока по ГОСТ 7746;

-    трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983.

6.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ 30206: в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035;

7.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте ОАО «КЭС» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ ОАО «КЭС» как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ ОАО «КЭС» измерительных компонентов:

•    счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03.01 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;

•    УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов;

•    УСВ-1 - средне время наработки на отказ не менее 35000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

•    для счетчика Тв < 2 часа;

•    для УСПД Тв < 2 часа;

•    для сервера Тв < 1 час;

•    для компьютера АРМ Тв < 1 час;

•    для модема Тв < 1 час.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ ОАО «КЭС» от несанкционированного доступа:

•    клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

•    панели подключения к электрическим интерфейсам счечиков защищены механическими пломбами;

•    наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УССВ, 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);

•    АРМ (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

•    счетчик электроэнергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

•    УСПД RTU 325L - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

•    ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.

МЕСТО И СПОСОБ НАНЕСЕНИЯ ЗНАКА УТВЕРЖДЕНИЯ ТИПА

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Поверка

Поверка проводится в соответствии с документом «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «КЭС». Методика поверки». МП-871 /446-201 Оутвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в октябре 2010 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

-    ТТ-по ГОСТ 8.217-2003;

-    ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

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

-    RTU-325L - по методике поверки ДЯИМ.466.453.005МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.

-    ИИС «Пирамида» - по методике ВЛСТ 230.00.000 И1, утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2005 г.;

-    УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки 221 00.000МП» утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2004 г.;

-    Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Госреестр № 27008-4);

лист № 12 Всего листов 12

-    Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-    Термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений - 40...+50°С, цена деления 1°С.

Межповерочный интервал - 4 года.

СВЕДЕНИЯ О МЕТОДИКАХ (МЕТОДАХ) ИЗМЕРЕНИЙ

Измерения производятся в соответствии с документом «Методика (методы) выполнения измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Красногорская электрическая сеть» (АИИС КУЭ ОАО «КЭС»).

Нормативные документы

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

2    ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

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

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

5    ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

6    ГОСТ 30206-94 Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S и 0,5 S).

7    ГОСТ 26035-83 Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия.