Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) (АИИС КУЭ) Филиала "Рязаньэнерго" ОАО "МРСК Центра и Приволжья" с Изменением № 1

Назначение

Настоящее описание типа системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (мощности) (АИИС КУЭ) Филиала «Рязаньэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» с Изменением № 1 (далее - АИИС КУЭ) является дополнением к описанию типа системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (мощности) (АИИС КУЭ) Филиала «Рязаньэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья», регистрационный № 46378-11, и включает в себя описание дополнительных измерительных каналов, приведенных в таблице 2. АИИС КУЭ предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов 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), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 30206-94 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 26035-83 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С1 и СИКОН С70 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида», устройства синхронизации времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».

Измерительные каналы (далее - ИК), кроме ИК № 7, состоят из трех уровней АИИС КУЭ. ИК № 7 состоит 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 мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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 всех ИК, кроме ИК № 7, цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи через интерфейс RS-485 поступает на входы УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Для ИК № 1, 2 информация поступает на ИВК «ИКМ-Пирамида», расположенный в центре сбора и обработки информации (далее - ЦСОИ) Филиала «Рязаньэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья».

Для ИК № 3-6, 8-11, 15,16 информация поступает на ИВК «ИКМ-Пирамида», расположенный в ЦСОИ Рязанских электрических сетей, и далее на ИВК «ИКМ-Пирамида», расположенный в ЦСОИ Филиала «Рязаньэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья».

Для ИК № 12-14 информация поступает на ИВК «ИКМ-Пирамида», расположенный в ЦСОИ Скопинских электрических сетей, и далее на ИВК «ИКМ-Пирамида», расположенный в ЦСОИ Филиала «Рязаньэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья».

Для ИК № 7 цифровой сигнал с выхода счетчика по проводным линиям связи через интерфейс RS-485 поступает на входы контроллеров SDM-TC65, откуда по каналу связи стандарта GSM с помощью службы передачи данных GPRS/CSD передается в ИВК «ИКМ-Пирамида», расположенный в ЦСОИ Филиала «Рязаньэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья», 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 отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности. Из ЦСОИ Филиала «Рязаньэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» данные по сети Internet передаются в ЦСОИ АИИС КУЭ ОАО «РЭСК» (номер в Госреестре средств измерений 54195-13).

Передача информации по группам точек поставки в ПАК ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и другие субъекты ОРЭ из ЦСОИ АИИС КУЭ ОАО «РЭСК» осуществляется по каналу связи с протоколом ТСР/1Р сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов 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 с использованием ЭЦП субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится с учетом полученных данных по точкам измерений, входящих в АИИС КУЭ Филиала «Рязаньэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» (номер в Г осреестре средств измерений 46378-11)

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 устройствами синхронизации времени на основе УСВ-1, синхронизирующим собственное время по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приёмника, входящего в состав УСВ-1. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени составляет не более 0,5 с.

ИВК «ИКМ-Пирамида», расположенные в ЦСОИ Филиала «Рязаньэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» и в ЦСОИ Скопинских электрических сетей, периодически (не реже чем 1 раз в 1 час) сравнивают своё системное время с УСВ-1, корректировка часов ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется вне зависимости от наличия расхождения. ИВК «ИКМ-Пирамида», расположенный в ЦСОИ Рязанских электрических сетей, сравнивает своё системное время с ИВК «ИКМ-Пирамида», расположенный в ЦСОИ Филиала «Рязаньэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья». Корректировка часов ИВК «ИКМ-Пирамида» ЦСОИ Рязанских электрических сетей осуществляется вне зависимости от наличия расхождения. Абсолютная погрешность измерений времени ИВК «ИКМ-Пирамида» составляет ±3 с/сутки.

Часы УСПД всех ИК, кроме ИК № 7, синхронизированы по времени с часами ИВК «ИКМ-Пирамида», сравнение показаний часов происходит каждый сеанс связи, коррекция часов происходит вне зависимости от наличия расхождения. Абсолютная погрешность измерений времени УСПД составляет ±1 с/сутки. Сличение показаний часов счетчиков и УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов осуществляется при наличии расхождения ±3 с, но не чаще 1 раза в сутки. Для ИК № 7 часы счетчика синхронизированы по времени с часами ИВК «ИКМ-Пирамида», сравнение показаний часов происходит каждый сеанс связи (1 раз в 30 минут), коррекция часов счетчика осуществляется при наличии расхождения более 0 с, но не чаще 1 раза в сутки. Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчиков электроэнергии, УСПД и ИВК «ИКМ-Пирамида» отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО 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».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

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, составляют 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 счетчиков электрической энергии и измерительных трансформаторов.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4, нормированы с учетом ПО.

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

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

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: диапазон напряжения (0,99 - 1,01) Цн; диапазон силы тока (0,05 - 1,2) !н, частота (50±0,15) Гц; коэффициент мощности cosj = 0,5; 0,8; 0,9 инд.;

-    температура окружающей среды:

-    ТТ и ТН от минус 40 °С до плюс 35 °С;

-    счетчиков от плюс 21 °С до плюс 25 °С;

-    УСПД от плюс 15 °С до плюс 25 °С;

-    ИВК от плюс 15 °С до плюс 25 °С;

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

4    Рабочие условия эксплуатации:

-    для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1) Цн1; диапазон силы первичного тока (0,05 - 1,2) I^; 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 35 °C.

-    для счетчиков электроэнергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) Цн2; диапазон силы вторичного тока (0,02 - 1,2) !н2; коэффициент мощности cosj (sinj) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота (50 ± 0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха: температура окружающего воздуха от минус 40 °C до плюс 60 °C;

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

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 плюс 15 °С до плюс 35 °С.

6    Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УСВ, ИВК «ИКМ-Пирамида» на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05 - среднее время наработки на отказ не менее

Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    УСПД СИКОН С1 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 1 ч.

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 коммутируемого канала.

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;

-    ИВК «ИКМ-Пирамида»;

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-ровании:

-    электросчетчика;

-    УСПД;

-    ИВК «ИКМ-Пирамида».

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о результатах измерений (функция автоматизирована);

-    о состоянии средств измерений.

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях 113 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 - 45 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

- ИВК «ИКМ-Пирамида»- хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала «Рязаньэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» с Изменением № 1 типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Поверка

осуществляется по документу МП 46378-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала «Рязаньэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» с Изменением № 1. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в апреле 2015 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»;

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

-    счетчиков 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.;

-    счетчиков 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.;

-    счетчиков ПСЧ-4ТМ.05 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.126 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.126 РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «21» ноября 2005 г.;

-    СИКОН С1 - в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С1. Методика поверки. ВЛСТ 166.00.000 И1», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2003 г.;

-    СИКОН С70 - в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;

-    ИВК «ИКМ-Пирамида» - в соответствии с документом «Комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки. ВЛСТ 230.00.000 И1», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;

-    УСВ-1 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ.221.00.000МП», утверждённым ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12.2004 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 °С до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 % до 100 %, дискретность 0,1 %.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электрической энергии (мощности) Филиала «Ря-заньэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» с Изменением № 1 для оптового рынка электрической энергии (АИИС КУЭ Филиала «Рязаньэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» с

Изменением № 1), аттестованной ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) Филиала «Рязаньэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» с Изменением № 1

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.