Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" для электроснабжения городских электросетей в границах города Славянск-на-Кубани (АИИС КУЭ О

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Славянск-на-Кубани (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Славянск-на-Кубани») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, которая состоит из 25 измерительных каналов (ИК), указанных в таблице 2.1 (25 точек измерений). АИИС КУЭ реализуется в филиале ОАО «НЭСК», на энергообъектах территориально расположенных в г. Славянск-на-Кубани Краснодарского края и его окрестностях.

ИК АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:

1-ый    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 и 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счётчики активной и реактивной электроэнергии типа СЭТ-4ТМ.03М класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии) и класса точности 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии), счётчики активной и реактивной электроэнергии типа СЭТ-4ТМ.03 класса точности 0,5S по ГОСТ 30206-94 (в части активной электроэнергии) и класса точности 1,0 по ГОСТ 26035-83 (в части реактивной электроэнергии), вторичные электрические цепи и технические средства каналов передачи данных.

2-ой    уровень - измерительно-вычислительные комплексы энергообъектов (ИВКЭ), созданные на базе контроллеров сетевых индустриальных СИКОН С70 (Госреестр СИ РФ № 28822-05, зав. № 05362, 05901), выполняющих функцию устройств сбора и передачи данных (УСПД), источников бесперебойного питания и технических средств приёма-передачи данных, установленных на ПС 110/35/10 кВ «Центральная» и ПС 110/35/10 кВ «Славянская».

3-ий    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из двух центров сбора и обработки информации - ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Славянск-на-Кубани» и ЦСОД ОАО «НЭСК».

ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Славянск-на-Кубани» включает в себя сервер сбора данных (СД), сервер базы данных (БД), устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав. № 1039), источник бесперебойного питания, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) персонала, программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», технические средства приёма-передачи данных.

ЦСОД ОАО «НЭСК» включает в себя серверы для организации и обслуживания локальной вычислительной сети предприятия, в том числе сервер базы данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав. № 1624), источник бесперебойного питания, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», технические средства приёма-передачи данных.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счётчика электрической энергии. В счётчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счётчика 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.

Для ИК № 1-16 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД: для ИК № 1-5 на входы УСПД СИКОН С70 (Зав. № 05362), для ИК № 6-16 на входы УСПД СИКОН С70 (Зав. № 05901), где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы по основному и резервному каналам сотовой связи стандарта GSM, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Далее, по запросу ИВК, УСПД передают запрашиваемую информацию на верхний уровень системы по сотовым каналам связи стандарта GSM.

Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков по сотовым каналам связи стандарта GSM поступает непосредственно в ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Славянск-на-Кубани», где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Из сервера базы данных ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Славянск-на-Кубани», информация о результатах измерений активной и реактивной электроэнергии и «журналы событий» передаются в Центр сбора и обработки данных ОАО «НЭСК» (ЦСОД ОАО «НЭСК»).

Передача информации в ИАСУ КУ ОАО «АТС» и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 и 80030 в соответсвии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе подключенных по интерфейсу RS-232 устройств синхронизации времени УСВ-1 (Госреестр СИ РФ № 28716-05, зав. № 1039) к серверу СД ИВК АИИС КУЭ и УСВ-2 (Госреестр СИ РФ № 41681-09, зав. № 2251, 2261) к УСПД уровня ИВКЭ. Время встроенных часов УСВ синхронизировано с единым календарным временем, которое передается на УСВ со спутников глобальной системы позиционирования - GPS, сличение ежесекундное, предел допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени UTC от 0. 0,5 с.

УСВ, установленное на уровне ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Славянск-на-Кубани», осуществляет автоматическую коррекцию времени встроенных часов сервера

СД, сервера БД и АРМ персонала. Сличение времени встроенных часов сервера СД, сервера БД и АРМ персонала со временем встроенных часов УСВ, выполняется не реже одного раз в 60 мин, погрешность синхронизации ±0,1 с. Корректировка времени встроенных часов сервера СД осуществляется автоматически независимо от наличия и величины рассогласования единого календарного времени и времени встроенных часов сервера СД. Сервер СД осуществляет коррекцию времени встроенных часов счетчиков. Сличение времени встроенных часов счетчиков со временем встроенных часов сервера СД, выполняется 1 раз в 30 мин при каждом сеансе опроса. Корректировка времени встроенных часов УСПД ИВКЭ осуществляется автоматически 1 раз в сутки, при обнаружении рассогласования времени встроенных часов сервера СД и счетчика более ± 2 с.

УСВ, установленные на уровне ИВКЭ АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Славянск-на-Кубани», осуществляет автоматическую коррекцию времени встроенных часов УСПД. Сличение времени встроенных часов УСПД со временем встроенных часов УСВ ежеминутно, погрешность синхронизации ± 0,1 с. УСПД осуществляет коррекцию времени встроенных часов счётчиков. Сличение времени встроенных часов счётчиков со временем встроенных часов УСПД, выполняется один раз в 30 мин при каждом сеансе опроса. Корректировка времени встроенных часов счётчика осуществляется автоматически 1 раз в сутки, при обнаружении рассогласования времени встроенных часов УСПД и счётчика более ± 2 с.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программные модули, указанные в таблице 1. ПК обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Пирамида 2000».

Метрологические значимые модули ПО АИИС КУЭ представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО АИИС КУЭ.

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр № 21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.2 нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений согласно Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения» соответствует уровню «высокий».

Состав измерительно-информационных комплексов и метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2.1 и 2.2.

Таблица 2.1 - Состав измерительно-информационных комплексов АИИС КУЭ_

Продолжение таблицы 2.1

Продолжение таблицы 2.1

я

чз

о

й

о

и

*

<т>

X

X

<т>

н

рэ

04

и

X

с

Е

ю

ю

Счётчик

Счётчик

Счётчик

Счётчик

Счётчик

ТТ

ТТ

ТТ

18

ПС 110/10 кВ «ПТФ» КРУН-10 кВ Т-1, фидер «ПФ-7»

ТН

ТТ

1сш

17

ПС 110/10 кВ «ПТФ» КРУН-10 кВТ-1, фидер «ПФ-5»

ТН

ТТ

1сш

16

ПС 110/35/10 кВ «Славянская», КРУН-10 кВ Т-2, фидер «С-8»

ТН

2сш

15

ПС 110/35/10 кВ «Славянская», КРУН-10 кВ Т-2, фидер «С-6»

ТН

2сш

14

ПС 110/35/10 кВ «Славянская», КРУН-10 кВ Т-2, фидер «С-4»

ТН

2сш

н

33

н

а

н

а

Я

Ч

II

_р

Ъ.

я

Н

II

о

Ъ.

т

я

н

II

о

Ui

in

я

ч

II

о

1л

(уз

я

н

II

о

Ui

(УЭ

i?    ^

-    11 7

W    U) 11

40    о о

Os    <-*

i?    ^

2

-    11    7

W    ы    "

40    о    о

<Ь    5 ^

а\    <-Л

^ я

- " 7

0\ О

40 Гй

IO

IO

о «

£ 4

о II

о Я

£ н

о II

о

о

OJ

о Я

£ н

о II

я

о

л

я

о

я

о

Л

-р^

Os

о

OJ . .

00

' U) U1

-р^

Os

о

OJ . .

00 ^__Р

' U) U1

OJ

On

On

40

^1

I

О

00

U)

Os

Os

ю

0

1

о

00

U)

Os

Os

Ю

0

1

о

00

н

II

'i/I

Ю -Р^

—J KJ

Os О

о

л

Os

Os

Ю

0

1

о

00

о

о

о

о

о

о

о

о

U)

о

о

U)

О СЯ >

О СЯ >

О СЯ >

О СЯ >

О СЯ >

О СЯ >

о со >

о со >

СЯ

СЯ

0 ч

1

ч

2

о

OJ

0 U

ч

1

ч

2

о

OJ

0 U

ч

1

ч

2

о

OJ

0

и

ч

1

н

2

о

U)

0

ч

1

-рь.

ч

я

ч

Я

ч

о

OJ

0\

On

о\

<У\

о

00

о

о

00

о

00

о

00

о

U)

о

ю

о

00

'ил

о

о

L/1

U)

о

ю

о

W

я

W

я

ю

U)

ю

о

ю

Os

ю

ОN

ю

ил

со

о

о>

ч

о

и

К

о

н

о

D3

-рь.

L/1

4000

4000

6000

6000

4000

ОN

К

о

н

Продолжение таблицы 2.1

Примечания:

1.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 19832001, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94 или ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 или ГОСТ Р 52425-2005 режиме измерения реактивной электроэнергии;

2.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счётчиков на аналогичные (см. п. 1 Примечаний) утверждённых типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.1;

3.    Допускается замена устройств сбора и передачи данных (УСПД) и устройств синхронизации времени (УСВ) на однотипные утверждённого типа.

Таблица 2.2 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Примечания:

-    параметры сети для ИК № 24: диапазон напряжения - от 0,9-ином до 1,1-ином; диапазон силы тока - от 0,01 •Ihom до 1,2^Ihom; диапазон коэффициента мощности 0,5инд. < cos9 < 1, диапазон частоты - от 49,6 до 50,4 Гц;

-    допускаемая температура окружающего воздуха: для измерительных ТТ и ТН в зависимости от вида климатического исполнения и категории размещения по ГОСТ 15150-69; счетчиков электрической энергии - от -40 до +60 °С; контроллеров сетевых индустриальных - от -10 до +50 °С; устройств синхронизации времени - от -10 до +50 °С;

-    магнитная индукция внешнего происхождения (в месте установки счётчиков), не более

- 0,5 мТл.

Надёжность применяемых измерительных компонентов в АИИС КУЭ:

-    в качестве показателей надёжности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 7746-2001 и ГОСТ 1983-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

-    электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т0 = 90000 ч., среднее время восстановления работоспособности не более tB = 2 ч.;

-    УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т0 = 70000 ч., среднее время восстановления работоспособности не более ^ = 2 ч.;

-    УСВ - среднее время наработки на отказ не менее Т0 = 35000 ч., среднее время восстановления работоспособности не более ^ = 2 ч;

-    ИВК - коэффициент готовности не менее КГ = 0,99 ч., среднее время восстановления работоспособности не более ^ = 1 ч.

Оценка надёжности АИИС КУЭ в целом, не менее:

-    КГ_АИИС кУЭ = 0,999 - коэффициент готовности;

-    ТО_АИИС КУЭ = 3149,86 ч. - среднее время наработки на отказ.

Надёжность системных решений:

-    применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих требованиям IEC - Стандартов;

-    стойкость к электромагнитным воздействиям;

-    ремонтопригодность;

-    программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;

-    функции контроля процесса работы и средства диагностики системы;

-    резервирование электропитания оборудования системы;

-    в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:

1.    параметрирования;

2.    пропадания напряжения;

3.    коррекция времени.

-    в журнале событий сервера фиксируются факты:

1.    даты начала регистрации измерений;

2.    перерывы электропитания;

3.    программные и аппаратные перезапуски;

4.    установка и корректировка времени;

5.    нарушение защиты сервера;

6.    отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени.

-    мониторинг состояния АИИС КУЭ:

1.    возможность съема информации со счетчика автономным способом;

2.    возможность получения параметров удаленным способом;

3.    визуальный контроль информации на счетчике.

Защищённость применяемых компонентов:

-    наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

1.    электросчётчиков;

2.    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

3.    испытательных коробок;

4.    УСПД;

5.    сервера.

-    наличие защиты результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи) на программном уровне;

-    наличие защиты на программном уровне при параметрировании счетчиков, УСПД и сервера:

1.    установка пароля на счётчик;

2.    установка пароля на УСПД;

3.    установка пароля на сервер.

Глубина хранения информации (профиля):

-    электросчётчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 сут.;

-    контроллер сетевой индустриальный - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 сут.;

-    сервер - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Славянск-на-Кубани (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Славянск-на-Кубани»).

Комплектность

Полная комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Славянск-на-Кубани (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Славянск-на-Кубани») определяется проектной документацией на систему.

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

Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Славянск-на-Кубани (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Славянск-на-Кубани») представлена в таблице 3.

Поверка

осуществляется по документу 132-СП-АС-МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Славянск-на-Кубани (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Славянск-на-Кубани»). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 01 ноября 2013 г.

Средства поверки измерительных компонентов:

-    трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или по МИ 2845-2003 «ГСИ Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации»;

-    счётчиков электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

-    счётчиков электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;

-    контроллеров сетевых индустриальных типа СИКОН С70 - в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2005 году;

-    устройства синхронизации времени типа УСВ-1 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 15 декабря 2004 г.;

-    устройств синхронизации времени типа УСВ-2 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.000И1», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 31 августа 2009 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01 (Госреестр СИ РФ № 27008-04), принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS);

-    переносной компьютер с оптическим преобразователем и ПО для работы со счётчиками системы и ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- термогигрометр «CENTER» (Госреестр СИ РФ № 22129-04): диапазон измерений температуры от минус 20 до 60 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %.

Сведения о методах измерений

Методика измерений изложена в документе 132-СП-АС «Модернизация АИИС КУЭ филиала ОАО «НЭСК-электросети» «Славянскэлектросеть». Рабочая/проектная документация. Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учёта электроэнергии».

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Славянск-на-Кубани (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Славянск-на-Кубани»)

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

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

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

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

5.    ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

6.    ГОСТ 31819.22-2012 (IEC 62053-22:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счётчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».

7.    ГОСТ 31819.23-2012 (IEC 62053-23:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счётчики реактивной энергии».

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.