Система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Горэлектросеть" г.Ессентуки

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии ОАО «Горэлектросеть» г. Ессентуки (в дальнейшем - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также автоматизированного сбора, хранения, обработки и отражения полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

хранение данных об измеренных величинах в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

передача в заинтересованные организации результатов измерений;

предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений со стороны сервера заинтересованной организации к информационновычислительному комплексу (далее - ИВК), устройству сбора и передачи данных (далее - УСПД);

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

конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;

ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень (ИИК) - трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения (TH) класса точности 0,2, 0,5 по ГОСТ 1983 и счётчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03.01 класса точности 0,2S, 0,5S по ГОСТ 30206 для активной электроэнергии и 0,5 и 1,0 по ГОСТ 26035 для реактивной электроэнергии, а также счетчики EA02RL-P2B-4 класса точности 0,2S по ГОСТ 30206-94 для активной электроэнергии и 0,5 по ГОСТ 26035-83 для реактивной электроэнергии установленные на объектах, указанных в таблице 1 (21 точка измерения).

2-й уровень (ИВКЭ) - комплекс устройств сбора и передачи данных (УСПД) типа «Телеучет-К1».

3-й уровень (ИВК) - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, основной и резервный сервера баз данных ОАО «Горэлектросеть» г. Ессентуки, устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и соответствующее программное обеспечение (ПО).

Принцип работы АИИС КУЭ заключается в следующем.

Данные от первичных преобразователей электроэнергии (трансформаторов тока и напряжения) попадают на счетчики электрической энергии.

Счетчики электрической энергии - измерительные приборы, построенные по принципу цифровой обработки аналоговых сигналов. Управление процессом измерения и всеми функциональными узлами счетчика осуществляется высокопроизводительным микроконтроллером (МК), который реализует алгоритмы в соответствии со специализированной программой, заложенной в его внутреннюю память программ. Измерительная часть счетчиков выполнена на основе многоканального, шестнадцатиразрядного аналого-цифрового преобразователя (АЦП). Управление узлами производится через аппаратно-программные интерфейсы, реализованные на портах ввода/вывода МК. Микроконтроллер по выборкам мгновенных значений напряжения и тока производит вычисление средних за период сети значений частоты, напряжения, тока активной и полной мощности.

На подстанциях "Ессентуки-2", "Тяговая-308", "Белый уголь" и "Ясная поляна-1" в качестве расчетного прибора учета используется счетчик электрической энергии типа "EA02RL-P2B-4". Для организации передачи данных от счетчиков, используется двухпроводная физическая линия (локальная сеть, организованная на шине с интерфейсом RS-485). Сбор данных от счетчиков на подстанциях осуществляют УСПД. "Телеучет-КГ. С УСПД данные поступают на сервер ОАО «Горэлектросеть» г. Ессентуки по сотовому каналу связи, стандарта GSM, посредством модемов «Siemens МС-35» и "Tess МТ-02-232".

Сбор информации от УСПД осуществляется по каналам связи сервером баз данных ИВК. Управление сбором данных осуществляется при помощи программного обеспечения, которое функционирует на сервере ИВК.

На подстанциях "Юлия" и "Ессентуки-2 Ф-153" в качестве расчетного прибора учета используется счетчик электрической энергии типа "СЭТ-4ТМ.03" и "СЭТ-4ТМ.03.01" соответственно. Для организации передачи данных от счетчиков, применяются

GSM-терминалы "Tess МТ-02-232", используется коммутируемый телефонный канал существующей сети сотовой связи стандарта GSM. Сбор данных от счетчиков на подстанциях осуществляет сервер ОАО «Горэлектросеть» г. Ессентуки (ИВК).

В сервере ИВК осуществляется хранение, обработка и предоставление на АРМы по локальной сети предприятия собранной информация, а также дальнейшей ретрансляцией по существующим каналам связи в заинтересованные организации.

Система обеспечения единого времени выполняет функцию синхронизации хода внутренних часов элементов системы на всех уровнях АИИС КУЭ, с обеспечением перехода на "Зимнее" и "Летнее" время и работает по часовому поясу г. Москва. Данная функция является централизованной. Корректировка времени на уровнях ИВК, ИВКЭ, ИИК АИИС КУЭ осуществляется последовательно, начиная с верхних уровней.

На уровне ИВК ОАО «Горэлектросеть» г. Ессентуки установлено устройство синхронизации времени на базе GPS-приёмника "УСВ-1". Настройка системного времени сервера баз данных ИВК ОАО «Горэлектросеть» г. Ессентуки выполняется непосредственно от GPS-приёмника с помощью программного обеспечения входящего в его комплект поставки, не реже одного раза в сутки.

Корректировка хода внутренних часов УСПД (ИВКЭ) на подстанциях осуществляется во время сеансов связи от сервера. Синхронизация времени в УСПД является функцией программного модуля - компонента внутреннего ПО УСПД. Ход внутренних часов счетчиков электрической энергии (ИИК) синхронизируется со временем в УСПД не реже 1 раза в сутки. Коррекция выполняется принудительно со стороны УСПД, и реализуется программным модулем заводского ПО. Все действия по синхронизации хода внутренних часов отображаются и записываются в журнал событий на каждом из вышеперечисленных уровней.

Ход внутренних часов счетчиков на ПС без УСПД (ПС «Юлия», ПС «ТП-165») корректируются непосредственно от сервера.

Корректировка времени в момент синхронизации осуществляется сервером АИИС КУЭ автоматически при обнаружении рассогласования времени "УСВ-1" и сервера АИИС КУЭ более чем на ± 1 с.

Разность показаний часов всех компонентов системы составляет не более ± 5 с.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Состав измерительных каналов

Примечания:

1. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электроэнергии; счётчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 по ГОСТ 30206 для активной электроэнергии и по ГОСТ 26035 для реактивной электроэнергии, а также счетчики EA02RL-P2B-4 по ГОСТ 30206-94 для активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83 для реактивной электроэнергии.

2. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом замены. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

-ИИК:

-электросчётчика (параметры надежности для СЭТ-4ТМ.03:

Т = 90000 час tB = 2 часа, для EA02RL-P2B-4: Т = 50000 час tB = 24 часа);

- ИВКЭ:

- УСПД (параметры надежности То = 50000 час tB = 24 час);

- ИВК:

- сервер (параметры надежности Кг = 0,99 tB = 1 час);

- резервный сервер (параметры надежности Кг = 0,99 tB = 1 час).

Надежность системных решений:

- резервирование питания:

- УСПД с помощью ИБП из комплекта поставки;

- резервирование компонентов системы (технические средства):

- резервирование сервера;

- резервирование информации:

- наличие резервных баз данных;

- диагностика:

- в журналах событий фиксируются факты:

-журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в УСПД;

- мониторинг состояния АИИС КУЭ:

- удаленный доступ:

- возможность съема информации со счетчика автономным способом;

- визуальный контроль информации на счетчике.

Организационные решения:

- наличие ЗИП;

- наличие эксплуатационной документации.

Защищённость применяемых компонентов:

- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

-ИИК:

- электросчётчика;

- вторичных цепей:

- промклеммников;

- ИВКЭ:

- УСПД;

-ИВК:

- сервера;

- резервного сервера;

- наличие защиты на программном уровне:

- информации:

- использование электронной цифровой подписи при передаче

n^ov/riLTOTnn     анаимм ■ t |(

- установка пароля на сервер;

- установка пароля на конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ.

Возможность проведения измерений следующих величин:

- приращение активной электроэнергии (функция автоматическая);

- приращение реактивной электроэнергии (функция автоматическая);

- время и интервалы времени (функция автоматическая);

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматическая);

- УСПД (функция автоматическая);

- ИВК (функция автоматическая).

Возможность сбора информации:

- результатов измерения (функция автоматическая);

- состояния средств измерения (функция автоматическая).

Цикличность:

- измерений:

- 30 минутные приращения (функция автоматизирована);

- сбора:

- 1 раз в 30 минут (функция автоматизирована),

- 1 раз в сутки (функция автоматизирована),

- 1 раз в месяц (функция автоматизирована).

Возможность предоставления информации (функция автоматизирована) в заинтересованные организации:

- о результатах измерения;

- о состоянии средств измерений.

Глубина хранения информации (профиля):

- электросчетчик СЭТ-4ТМ.03 имеет энергонезависимую память для хранения профиля нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 110 суток, данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а также запрограммированных параметров (функция автоматическая);

- электросчетчик EA02RL-P2B-4 имеет энергонезависимую память для хранения профиля нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 50 суток, данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а также запрограммированных параметров (функция автоматическая);

- УСПД - суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 6 месяцев, сохранение информации при отключении питания- 10 лет (функция автоматизирована);

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

Приписанные значения характеристик погрешности измерений ИК в рабочих условиях применения СИ и при предельных отклонениях влияющих факторов

Таблица 2

В таблице 2 приняты следующие обозначения:

WP2 %(Wq2%) - значение активной (реактивной) электроэнергии при 2 %-ной нагрузке (минимальная нагрузка),

WP 2 % (WQ 2 %) - значение электроэнергии при 2%-ной нагрузке (минимальная нагрузка);

WP5o/o (Wq5o/o) - значение электроэнергии при 5%-ной нагрузке;

Wp2o% (Wq2o%) - значение электроэнергии при 20%-ной нагрузке;

WP юо % (WQ юо %) - значение электроэнергии при 100%-ной нагрузке (номинальная нагрузка);

Wpi2o% (Wq 120%)-значение электроэнергии при 120%-ной нагрузке (максимальная нагрузка).

Примечание:

1. Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,98 4-1,02) ином; ток (1 ч-1,2) Ihom, cos<p = 0,9 инд.;

- температура окружающей среды (20 ± 5) °C.

2. Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение (0,9 +1,1) Оном; ток (0,05ч-1,2) Ihom;

- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 70 °C, для счетчиков СЭТ-4ТМ.03 от минус 40 до + 60 °C, для счетчиков EA02RL-P2B-4 от минус 35 до + 50 °C; для сервера от + 10 до +40 °C; для УСПД от минус 30 до + 50 °C;

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную для коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Горэлектросеть» г. Ессентуки

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определена в проектной документацией на систему и приведена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

Поверка проводится в соответствии с документом «Методика поверки измерительных каналов системы автоматизированной информационно-измерительной для коммерческого учета электроэнергии (АНИС КУЭ) ОАО «Горэлектросеть» г. Ессентуки, согласованной с ФГУ «Ростовский ЦСМ» в октябре 2007 г.

Перечень основных средств поверки:

- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003,          МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;

- средства поверки счетчиков электрической энергии в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1 на счетчики электрической энергии многофункциональные типа СЭТ-4ТМ.03;

- средства поверки счетчиков электрической энергии в соответствии с методикой поверки на счетчики электрической энергии многофункциональные типа EA02RL-Р2В-4;

- средства поверки в соответствии с методикой поверки на комплекс устройств сбора и передачи данных «Телеучет-К1»;

- средства поверки в соответствии с методикой поверки на устройство синхронизации системного времени «УСВ-1»;

- средства измерений в соответствии с утвержденным документом Методика выполнения измерений электроэнергии и мощности с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы (АИИС КУЭ) ОАО «Горэлектросеть» г. Ессентуки;

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь УСО-2 для работы со счетчиками СЭТ-4ТМ.03 и оптический преобразователь АЕ1 для работы со счетчиками EA02RL-P2B-4;

системы;

Межповерочный интервал - 4 года.

Нормативные документы

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

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

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

ГОСТ 26035-83 «Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия».

ГОСТ 30206-94 «Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (класс точности 0,2 S и 0,5 S)».

ГОСТ 30207-94 «Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (класс точности 1 и 2)».

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

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

Техническая документация на систему автоматизированную информационноизмерительную для коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Горэлектросеть» г. Ессентуки.

Заключение

Тип система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Горэлектросеть» г. Ессентуки утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, и метрологически обеспечен в эксплуатации.