Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО "Курскрезинотехника"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО «Курскрезинотехника» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК) включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, счетчики активной и реактивной электрической энергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи, технические средства приема-передачи данных. Все используемые компоненты ИИК имеют сертификаты или свидетельства об утверждении типа средств измерений. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) RTU-325 (Госреестр СИ № 37288-08), каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных АИИС КУЭ, устройства синхронизации системного времени УССВ-2 (Госреестр СИ № 54074-13), автоматизированное рабочее место (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и обеспечения питания технологического оборудования, программное обеспечение «АльфаЦЕНТР», АРМ энергосбытовой организации - субъекта ОРЭМ, подключённый к базе данных ИВК АИИС КУЭ при помощи удалённого доступа по сети Internet.

Измерительные каналы (далее - ИК) №№ 1 - 13, 20 состоят из трех уровней АИИС КУЭ. ИК № 14 - 19, 21, 22 состоят из двух уровней АИИС КУЭ.

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 электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика электрической энергии вычисляются мгновенные значения активной и полной электрической мощности. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной электрической мощности.

Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации представляется как:

-    активная и реактивная электрическая энергия как интеграл от средней активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемых для интервалов времени 30 мин;

-    средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

Для ИК №№ 1-13, 20 цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии

поступает на входы УСПД, откуда поступает на сервер баз данных АИИС КУЭ.

Для ИК №№ 14-19, 21, 22 цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии поступает на входы GSM-модемов, откуда поступает на сервер баз данных АИИС КУЭ.

Для ИК №№ 1-13, 20 между уровнями ИИК и ИВКЭ, ИВКЭ и ИВК с помощью каналообразующей аппаратуры организованы каналы связи, обеспечивающие передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в режиме автоматизированной передачи данных. В качестве каналов используются линия связи интерфейса RS-485, Ethernet и GSM-сеть сотового оператора.

Для ИК №№ 14-19, 21, 22 между уровнями ИИК и ИВК с помощью каналообразующей аппаратуры организован канал связи, обеспечивающий передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в режиме автоматизированной передачи данных от ИИК в ИВК. В качестве канала используется GSM-сеть сотового оператора.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ.

АРМ энергосбытовой организации, субъекта ОРЭМ, подключённый к базе данных ИВК АИИС КУЭ ОАО «Курскрезинотехника» при помощи удалённого доступа по сети Internet в атоматическом режиме, с использованием ЭЦП, раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчёты в формате XML в АО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» Курское РДУ и всем заинтересованным субъектам. XML-макеты формируются в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД и ИВК).

АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УССВ-2, включающего в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (ГЛОНАСС/GPS). Часы УССВ-2 синхронизированы с приемником сигналов точного времени, сличение ежесекундное.

Часы сервера баз данных АИИС КУЭ синхронизируются с часами УССВ-2 не реже

1 раза в час при достижении рассогласования времени более чем на ±1 с.

Часы УСПД ИК №№ 1-5, 20 синхронизированы по времени с часами сервера АИИС КУЭ, сравнение показаний часов происходит каждый сеанс связи, коррекция часов происходит вне зависимости от наличия расхождения. Ход часов УСПД составляет ±2 с. Сличение показаний часов счетчиков и УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов осуществляется при наличии расхождения более 1 с, но не чаще 1 раза в сутки.

Часы УСПД ИК №№ 6-13 синхронизированы по времени с часами сервера АИИС КУЭ ТЭЦ №1 ОАО «Курская Генерирующая Компания» (№ в Федеральном информационном фонде СИ 31999-06), сравнение показаний часов происходит каждый сеанс связи, коррекция часов производится вне зависимости от наличия расхождения. Ход часов УСПД составляет ±2 с. Сличение показаний часов счетчиков и УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка показаний часов счетчиков осуществляется при наличии расхождения более 1 с, но не чаще 1 раза в сутки.

Сличение показаний часов счетчиков ИК №№ 14-19, 21, 22 с часами сервера баз данных АИИС КУЭ производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут).

Корректировка часов счетчиков осуществляется при наличии расхождения более 1с, но не чаще 1 раза в сутки.

Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.

Ход часов компонентов системы за сутки не превышает ±5 с/сут.

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

Журнал событий сервера БД отражает события журналов событий ИВКЭ и ИИК, полученные с уровней ИВКЭ.

Предусмотрено обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.).

Пломбирование самой АИИС КУЭ не предусмотрено.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «АльфаЦЕНТР», которое обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».

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

Влияние математической обработки на результаты измерений не превышает ±1 единицы младшего разряда результата измерений.

Идентификационные данные ПО представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 2-4, нормированы с учетом ПО.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2 - 4.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная энергия)

Примечания

1    Характеристики допускаемой основной относительной погрешности измерений ИК АИИС КУЭ даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).

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

3    Нормальные условия:

-    параметры сети: напряжение (0,99-1,01)Uном; ток (0,02-1,20)!ном, частота - (50,00+0,15) Гц; cosj = 0,50; 0,80; 0,90 инд.;

-    температура окружающей среды: ТТ и ТН - от минус 40 до 35 °С; счетчиков - от 21 до 25 °С; УСПД - от минус 10 до 60°С; ИВК - от 10 до 30 °С;

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

-    атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.).

4    Рабочие условия:

-    для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,90 -1,10)U^; диапазон силы первичного тока - (0,01-1,20) 1щ; коэффициент мощности cosj(sinj) 0,50 -1,00 (0,87-0,50); частота - (50,00+0,40) Г ц;

-    температура окружающего воздуха - от минус 40 до 35 °C.

-    для счетчиков электроэнергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,90-1,10) U^; диапазон силы вторичного тока - (0,01-1,20) 1н2; коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,50-1,00 (0,87-0,50); частота - (50,0+0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха:

-    для А1800 от минус 40 до 65 °C;

-    для ЕвроАЛЬФА от минус 40 до 70 °C;

-    для Меркурий 230 от минус 40 до 55 °C;

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,50 мТл.

-    для аппаратуры передачи и обработки данных:

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

-    температура окружающего воздуха от 10 до 30 °С;

-    относительная влажность воздуха до 90 %;

-    давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.).

5    Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,5; 0,8; 0,9 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °C до 35 °C.

6    Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, как у перечисленных в таблице 2, УСПД и УССВ-2 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

7    Все измерительные компоненты АИИС КУЭ должны быть утверждены и внесены в Г осударственный реестр средств измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    электросчётчик А1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    электросчётчик ЕвроАЛЬФА - среднее время наработки на отказ не менее Т = 80000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    электросчётчик Меркурий 230 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 150000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    УСПД RTU-325 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 24 ч;

-    УССВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 74500 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 25 ч;

-    сервер баз данных АИИС КУЭ - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД 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 114,0 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10,0 лет;

-    RTU-325 - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу не менее 45,0 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 5,0 лет;

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

Знак утверждения типа

наносится на титульный листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу 2183П-16.МП «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО «Курскрезинотехника». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Марийский ЦСМ» 28.10.2016 г.

Документы на поверку измерительных компонентов:

-    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 электрической энергии многофункциональных Альфа А1800 -в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;

-    счетчиков электрической энергии многофункциональных ЕвроАльфа -в соответствии с документом «ГСИ. Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки» », утвержденным ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в сентябре 2007 г.;

-    счетчиков электрической энергии многофункциональных Меркурий 230 -в соответствии с документом «Методика поверки» АВЛГ.411152.021 РЭ1, утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21 мая 2007 г.;

-    УСПД RTU-325 в соответствии с документом ДЯИМ.466.453.005МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.

-    УССВ-2 - в соответствии с документом МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17 мая 2013 г.

Основные средства поверки:

-    радиосервер РСТВ-01(регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 40586-09), Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта сигнала «1 с» относительно шкалы UTC(SU) ±0,1 мкс, принимающий сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS);

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и радиосервером РСТВ-01;

-    термогигрометр «CENTER» (мод.314) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-09).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

«Методика измерений электроэнергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО «Курскрезинотехника», аттестованной и утвержденной в установленном порядке.

Нормативные документы

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческогоучета электроэнергии и мощности ОАО «Курскрезинотехника»

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