Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Городская энергосбытовая компания" в части электропотребления АО "ЛГЭК"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Городская энергосбытовая компания» в части электропотребления АО «ЛГЭК» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) RTU-325, каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации системного времени УССВ-35HVS.

УСПД входит в состав системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности филиала ОАО «КВАДРА» - «Восточная генерация» на объекте Липецкая ТЭЦ-2 (рег. № 56868-14) (далее - АИИС КУЭ филиала ОАО «КВАДРА» - «Восточная генерация» на объекте Липецкая ТЭЦ-2) и расположен на ТЭЦ-2 110 кВ.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ТЭЦ-2 110 кВ, ПС 110/35/6 кВ «Бугор», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ филиала ОАО «КВАДРА» - «Восточная генерация» на объекте Липецкая ТЭЦ-2 с программным обеспечением (далее - ПО) «АльфаТЦЕНТР»; сервер БД системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ФОАО «МРСК Центра» «Липецкэнерго» (рег. № 50021-12) (далее

- АИИС КУЭ ФОАО «МРСК Центра» «Липецкэнерго») с ПО «БАЗИС» и устройством синхронизации системного времени (УССВ).

4-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер БД АИИС КУЭ ООО «ГЭСК» с ПО ПК «Энергосфера»; сервер БД системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Липецкая энергосбытовая компания» (рег. № 48031-11) (далее - АИИС КУЭ ОАО «Липецкая энергосбытовая компания») с ПО ПК «Энергосфера»; автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) ООО «ГЭСК» и устройство синхронизации времени УСВ-2.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из четырех уровней АИИС КУЭ.

Первичные 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 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 ТЭЦ-2 110 кВ по проводным линиям связи поступает на входы УСПД (второй уровень системы), где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на третий уровень системы.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков ПС 110/35/6 кВ «Бугор» по проводным линиям связи поступает на третий уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов.

На третьем уровне системы выполняется формирование и хранение поступающей информации от счетчиков ТЭЦ-2 110 кВ и ПС 110/35/6 кВ «Бугор», оформление справочных и отчетных документов, передача информации о результатах измерений, состоянии средств измерений в формате XML-макетов в ИВК АИИС КУЭ ООО «Городская энергосбытовая компания», ИВК АИИС КУЭ ОАО «Липецкая энергосбытовая компания» через канал Internet.

На верхнем - четвертом уровне системы, в ИВК АИИС КУЭ, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. ИВК АИИС КУЭ с периодичносью раз в сутки или по запросу получает от сервера БД АИИС КУЭ филиала ОАО «КВАДРА» - «Восточная генерация» на объекте Липецкая ТЭЦ-2 и сервера БД АИИС КУЭ ФОАО «МРСК Центра» «Липецкэнерго» данные коммерческого учета для каждого ИК за сутки. Данные содержат информацию о 30-минутных приращениях активной и реактивной электроэнергии, состоянии средств измерений (журналы событий устройств сбора и передачи данных и счетчиков электроэнергии) на соответствующих АИИС КУЭ.

Передача информации в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» Липецкое РДУ и всем заинтересованным субъектам осуществляется от АРМ энергосбытовой организации ООО «ГЭСК» по сети Internet в автоматическом режиме с использованием ЭЦП, раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УССВ-35HVS в составе ИВКЭ второго уровня, УССВ в составе ИВК ТЭЦ-2 110 кВ, ПС 110/35/6 кВ «Бугор» третьего уровня и УСВ-2 в составе ИВК четвертого уровня. УССВ-35HVS, УССВ, УСВ-2 включают в себя приемники, получающие сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS).

УССВ-35HVS обеспечивают автоматическую коррекцию часов УСПД второго уровня. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и УССВ-35HVS более чем на ±1 с.

УССВ обеспечивают автоматическую коррекцию часов сервера БД ИВК ТЭЦ-2 110 кВ, ПС 110/35/6 кВ «Бугор» третьего уровня. Коррекция часов сервера БД ИВК ТЭЦ-2 110 кВ,

ПС 110/35/6 кВ «Бугор» третьего уровня проводится при расхождении часов сервера БД ИВК ТЭЦ-2 110 кВ, ПС 110/35/6 кВ «Бугор» третьего уровня и УССВ более чем на ±1 с.

УСВ-2 обеспечивают автоматическую коррекцию часов сервера БД ИВК четвертого уровня. Коррекция часов сервера БД ИВК четвертого уровня проводится при расхождении часов сервера БД ИВК четвертого уровня и УСВ-2 более чем на ±1 с.

Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД/сервера более чем на ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с. в сутки.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражает: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.

Журналы событий сервера БД, УСПД и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется:

- ПО «АльфаЦЕНТР» версии 3.2, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1.1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».

Таблица 1.1 - Метрологические значимые модули ПО «АльфаЦентр»

«АльфаЦЕНТР», в состав которых входит ПО «АльфаЦЕНТР», зарегестрированы в Г осреестре СИ РФ под № 44595-10.

- ПО «БАЗИС» версии 7819, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1.2. ПО «Базис» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Базис».

Таблица 1.2 - Метрологические значимые модули ПО «БАЗИС»

Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «Базис», в состав которых входит ПО «Базис», зарегестрированы в Госреестре СИ РФ под № 29627-05.

- ПО ПК «Энергосфера» версии 6.4, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1.3. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».

Таблица 1.3 - Метрологические значимые модули ПО ПК «Энергосфера»

Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «Энергосфера», в состав которых входит ПО ПК «Энергосфера», зарегестрированы в Г осреестр СИ РФ под № 19542-05.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом вышеуказанных ПО.

Уровень защиты вышеуказанных ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Примечания:

1.    Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

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

3.    Нормальные условия эксплуатации:

-    параметры сети: напряжение (0,98-1,02) ином; ток (1,0—1,2) 1ном, частота -(50±0,15) Гц; cosj = 0,9 инд.;

-    температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 до плюс 35 °С; счетчиков - от плюс 21 до плюс 25 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °С;

-    относительная влажность воздуха (70±5) %;

-    атмосферное давление (100±4) кПа;

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4.    Рабочие условия эксплуатации:

а)    для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9—1,1) ин1; диапазон силы первичного тока - (0,02-1,2) 1н1; коэффициент мощности cosj(sinj) 0,5-1,0 (0,87-0,5); частота -(50±0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.

б)    для счетчиков электроэнергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9—1,1) ин2; диапазон силы вторичного тока - (0,01-1,2) 1н2; коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,5-1,0 (0,87-0,5); частота - (50±0,4) Гц;

-    относительная влажность воздуха (40-60) %;

-    атмосферное давление (100±4) кПа;

-    температура окружающего воздуха:

-    для счётчиков электроэнергии А1802RAL-P4GB-DW-4 от минус 40 до плюс 65 °C;

-    для счётчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05МК.12 от минус 40 до плюс 60 °C;

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.

в)    для аппаратуры передачи и обработки данных:

-    параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;

-    температура окружающего воздуха от плюс 10 до плюс 30 °С;

-    относительная влажность воздуха (70±5) %;

-    атмосферное давление (100±4) кПа.

5.    Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1-4 от 0 до плюс 40 °C.

6.    Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    электросчётчик А1802RAL-P4GB-DW-4- среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05МК.12 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    УСПД RTO-325 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

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

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счётчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике;

-    журнал УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и УСПД;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком.

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:

-    электросчетчика;

-    УСПД;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

-    УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу не менее 45 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

-    сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Городская энергосбытовая компания» в части электропотребления АО «ЛГЭК» типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Документы представлены в полном объеме. Соответствует требованиям НД.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП 64561-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Г ородская энергосбытовая компания» в части электропотребления АО «ЛГЭК». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в апреле 2016 г.

Перечень основных средств поверки:

-    трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

-    по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    счетчиков А1802КАЬ-Р40В-0'^4 -по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г и документу

«Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному в 2012 г;

-    счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.12 - по документу «Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21 марта 2011 г.;

-    УСПД RXU-325 - по документу ДЯИМ.466.453.005МП» «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;

-    УСВ-2 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ.237.00.000И1», утверждённому ФГУП «ВНИИФТРИ» 31.08.09 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

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

-    термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус

20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до -100%, дискретность 0,1%. миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.;

-    миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Г ородская энергосбытовая компания» в части электропотребления АО «ЛГЭК», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.

Нормативные документы

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Г ородская энергосбытовая компания» в части электропотребления АО «ЛГЭК»

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

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

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