Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Нижневартовская Энергосбытовая компания» , 97296-25

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Нижневартовская Энергосбытовая компания» (далее по тексту — АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трёхуровневую 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 (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й уровень — информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД), каналообразующую аппаратуру.

3-й уровень — информационно-вычислительный комплекс (ИВК), состоящий из двух подуровней. Каждый подуровень включает в себя серверы баз данных (СБД ИВК подуровня № 1, СБД ИВК подуровня № 2), установленное на них программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера», автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, её обработку и хранение. Также в состав ИВК входят: сервер АО «Самотлорнефтегаз» с установленным серверным ПО на основе комплекса аппаратнопрограммного для автоматизации учета энергоресурсов «ТЕЛЕСКОП+» (ПО «ТЕЛЕСКОП+»), сервер АО «Газпром Энергосбыт Тюмень» с установленным на нем ПО ПК «Энергосфера».

ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и другим заинтересованным лицам.

Измерительные каналы (ИК) №№ 1.1, 1.2, 1.4 — 1.25, 1.27 — 1.45, 1.48 — 1.50, 1.52 — 1.56, 1.59, 1.60, 1.62, 1.63, 1.65 — 1.69, 1.71 — 1.141, 1.146, 1.147, 1.149 — 1.166 состоят из трёх уровней.

Измерительные каналы ИК №№ 1.142 — 1.145, 1.167-1.169, 1.173-1.178, 1.181-1.194, 2.1 — 2.20 состоят из двух уровней.

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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 и напряжения электрического тока 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков, установленных на измерительных каналах №№ 1.1, 1.2, 1.4 — 1.25, 1.27 — 1.45, 1.48 — 1.50, 1.52 — 1.56, 1.59, 1.60, 1.62, 1.63, 1.65 — 1.69, 1.71 — 1.141, 1.146, 1.147, 1.149 — 1.166 по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на вход соответствующего УСПД, где осуществляется сбор, обработка и хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы СБД ИВК подуровня № 2.

Репликация данных коммерческого учёта по ИК №№ 1.1, 1.2, 1.4 — 1.25, 1.27 — 1.45, 1.48 — 1.50, 1.52 — 1.56, 1.59, 1.60, 1.62, 1.63, 1.65 — 1.69, 1.71 — 1.141, 1.146, 1.147, 1.149 — 1.166 из базы данных (БД) СБД ИВК подуровня № 2 в БД СБД ИВК подуровня № 1 осуществляется по протоколу HTTP, с использованием выделенного канала сети провайдера Internet. Также предусмотрена возможность репликации данных от СБД ИВК подуровня № 2 в БД СБД ИВК подуровня № 1 по резеврному каналу передачи данных в формате макетов xml 80020.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков, установленных на ИК №№ 1.142, 1.144, 1.167-1.169, 1.173-1.177, 2.1 — 2.20 по беспроводным каналам сотовой связи стандарта GSM/GPRS (с помощью внешних и внутренних модемов) поступает на верхний уровень системы БД СБД ИВК подуровня № 1.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков, установленных на ИК №№ 1.143, 1.145, поступает на сервер АО «Самотлорнефтегаз». От сервера АО «Самотлорнефтегаз» данные поступают в БД СБД ИВК подуровня № 1 в автоматическом режиме в виде готовых XML-форматов 80020/80030 по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков, установленных на ИК №№ 1.178, 1.181-1.194 поступает на сервер АО «Газпром Энергосбыт Тюмень». От сервера АО «Газпром Энергосбыт Тюмень» данные поступают в БД СБД ИВК подуровня № 1 в автоматическом режиме в виде готового XML-формата 80020 по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet.

СБД ИВК подуровня № 1 при помощи программного обеспечения осуществляет вычисление электроэнергии и мощности с учётом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, резервное копирование, формирование, хранение поступающей информации и оформление отчётных документов.

Передача информации в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и другим заинтересованным лицам осуществляется от БД СБД ИВК подуровня № 1 или АРМ в автоматическом режиме.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровени ИИК, ИВКЭ и ИВК.

Время СБД ИВК подуровня № 1 синхронизируется от устройства синхронизации времени УСВ-3 или резервного сервера точного времени СТВ-01. Корректировка времени СБД ИВК подуровня № 1 происходит один раз в сутки при расхождении времени сервера и УСВ-3 (СТВ-01) на величину более чем ±1 с.

Время СБД ИВК подуровня № 2 синхронизируется от устройства синхронизации времени ИСС. Корректировка времени СБД ИВК подуровня № 2 происходит один раз в сутки при расхождении времени сервера и ИСС на величину более чем ±1 с.

Время УСПД, включенных в состав ИК №№ 1.1, 1.2, 1.4 — 1.25, 1.27 — 1.45, 1.48 — 1.50, 1.52 — 1.56, 1.59, 1.60, 1.62, 1.63, 1.65 — 1.69, 1.71 — 1.141, 1.146, 1.147, 1.149 — 1.166, синхронизируется от времени СБД ИВК подуровня № 2. Коррекция часов УСПД с часами СБД ИВК подуровня № 2 происходит один раз в сутки при расхождении времени сервера и УСПД на величину более чем ±1 с.

Часы счетчиков ИК №№ 1.1, 1.2, 1.4 — 1.25, 1.27 — 1.45, 1.48 — 1.50, 1.52 — 1.56, 1.59, 1.60, 1.62, 1.63, 1.65 — 1.69, 1.71 — 1.141, 1.146, 1.147, 1.149 — 1.166 синхронизируются от соответствующих УСПД. Коррекция часов счётчиков происходит не реже одного раза в сутки при расхождении времени счетчиков и УСПД на величину более чем ±1 с.

Часы счетчиков ИК №№ 1.142, 1.144, 1.167-1.169, 1.173-1.177, 2.1-2.20 синхронизируются от СБД ИВК подуровня № 1. Коррекция часов счётчиков происходит не реже одного раза в сутки при расхождении времени счётчиков и СБД ИВК подуровня № 1 на величину более чем ±1 с.

Время сервера АО «Самотлорнефтегаз», синхронизируется от радиосервера точного времени РСТВ-01-01. Сличение времени сервера и РСТВ-01-01 происходит ежесекундно. При превышении порога ±1 с происходит коррекция времени сервера АО «Самотлорнефтегаз».

Часы счетчиков ИК №№ 1.143, 1.145 синхронизируются от сервера АО «Самотлорнефтегаз». Коррекция часов счётчиков происходит не реже одного раза в сутки при расхождении времени счётчиков и сервера АО «Самотлорнефтегаз» на величину более чем ±1 с.

Время сервера АО «Газпром Энергосбыт Тюмень», синхронизируется от сервера точного времени ССВ-1Г. Сличение времени сервера и ССВ-1Г происходит ежесекундно. При превышении порога ±1 с происходит коррекция времени сервера АО «Газпром Энергосбыт Тюмень».

Часы счетчиков ИК №№ 1.178, 1.181-1.194 синхронизируются от сервера АО «Газпром Энергосбыт Тюмень». Коррекция часов счётчиков происходит не реже одного раза в сутки при расхождении времени счётчиков и сервера АО «Газпром Энергосбыт Тюмень» на величину более чем ±1 с.

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

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер 014 средства измерений указывается в формуляре типографским способом. Формат, способ и места нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ приведены в формуляре на АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера», ПО «ТЕЛЕСКОП+», в состав которых входят модули, указанные в таблицах 1, 2. ПО ПК «Энергосфера» ПО «ТЕЛЕСКОП+» обеспечивают защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера», ПО «ТЕЛЕСКОП+».

Таблица 1 — Идентификационные данные ПО ПК «Энергосфера»

Таблица 2 — Идентификационные данные ПО «ТЕЛЕСКОП+»

ПО ПК «Энергосфера», ПО «ТЕЛЕСКОП+» не влияют на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3, 4.

Уровень защиты ПО ПК «Энергосфера», ПО «ТЕЛЕСКОП+» 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 таблицах 3 и 4. Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 5.

Таблица 3 — Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Таблица 4 — Основные метрологические характеристики ИК

Примечания:

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

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

3. Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +5 до + 35 °С.

Таблица 5 — Основные технические характеристики ИК

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:

— счетчика;

— промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

— испытательной коробки;

— УСПД;

— сервера;

— защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

— счетчика;

— УСПД;

— сервера.

Возможность коррекции времени в:

— счетчиках (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).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы формуляра на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

К омплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.

Таблица 6 — Комплектность АИИС КУЭ

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Нижневартовская Энергосбытовая компания», аттестованном ООО ИИГ «КАРНЕОЛ», г. Магнитогорск, уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц RA.RU.314868.

Нормативные документы

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

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