Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии тип АИИС КУЭ КЭС-01

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ КЭС-01 (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения и учета активной и реактивной электрической энергии и мощности в ОАО «Курские электрические сети». Выполняет автоматический сбор, хранение и накопление, обработку и отображение полученной информации.

Описание

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

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;

- периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор по единому календарному времени результатов измерений о приращениях электроэнергии и значениях электроэнергии с нарастающим итогом с дискретностью учета 30 мин и данных о состоянии средств измерений;

- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных ) и от несанкционированного доступа;

- передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие места (АРМы);

- предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений со стороны сервера электросетевых и энергосбытовых организаций;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях;

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- ведение времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);

- проведение расчета стоимости потребленной электроэнергии с использованием многоставочного тарифа;

- получение наглядных форм и графиков потребления электроэнергии.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень:

- трансформаторы тока (ТТ) типов ТПЛМ-10, ТПЛ-10, ТКС-12, Т-0,66, ТТИ, ТШ-0,66, ТПОЛ-10, ТВЛМ-10, ТЛМ-10, ТПФМ-10 класса точности (КТ) 0,5 по ГОСТ 7746-89, ГОСТ 7746-2001; - трансформаторы напряжения (ТН) типов НАМИ-10 КТ 0,2, НОМ-6, НАМИ-10, НТМИ-10, НТМК-10, НТМИ-6 КТ 0,5 по ГОСТ 1983-89;

- счетчики многофункциональные активной и реактивной электроэнергии типа ЕвроАЛЬФА модификации EA05RL -B-3, EA05RAL -B-3, ЕА05 RL -P1B-3; АЛЬФА Плюс модификации A2R2-3-AL-C25-T, A2R2-4-L-C25-T, A2R2-L-C25-T, A1805RALQ-P4GB-DW-4; Альфа 1800 модификации A1805RL-P4GB-DW-3; Меркурий 230 ART     класса точности   0,5S по

ГОСТ Р 52323-2005 для активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 класса точности 1,0 для реактивной электроэнергии.

Лист № 2

Всего листов 16 Трансформаторы и счетчики установлены на объектах, указанных в таблице 2 (82 точки измерения).

2-й уровень - устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе RTU- 325-Е-512-M3-Q-i2-G, номер Госреестра 30909-08.

3-й - уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных ( DELL PowerEdge 2900), устройство синхронизации времени компонентов АИИС КУЭ - 18HVS, автоматизированные рабочие места персонала и программное обеспечение (ПО) Альфа ЦЕНТР, базирующееся на принципах клиент-серверной архитектуры (ZOC Windows NT/2000, СУБД Oracle).

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 и напряжения электрического тока в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за этот период реактивная мощность вычисляется по средним значениям активной и полной мощности. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:

- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;

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

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, её накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (сервер БД).

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Отображение информации на мониторах АРМ и передача информации в организации - участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера базы данных по коммутируемым телефонным линиям или сотовой связи через Интернет провайдера.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя приемник сигналов спутникового времени. Приемник сигналов спутникового времени входит в состав УСПД на базе RTU-325. Время УСПД синхронизировано с временем приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. УСПД осуществляет коррекцию времени сервера и счетчиков. Сличение времени сервера банка данных с временем УСПД осуществляется каждые 60 мин.

Суточный ход часов компонентов АИИС КУЭ не более ± 5 с.

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

Программное обеспечение

Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.

Таблица 1

Программное обеспечение (ПО) АИИС КУЭ разработано предприятием «ЭльстерМетроника», г. Москва. Размещено в УСПД RTU-325.

С целью защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных, предусмотрено:

- наличие пароля для установки рабочего режима;

- блокировка устройства в нерабочем состоянии;

- пломбирование мест соединения передней панели и корпуса устройства пломбировочными наклейками.

Места нанесения пломбировочных наклеек указаны на рисунке 1.

Лист № 4

Всего листов 16

Оценка влияния программного обеспечения на метрологические характеристики СИ: влияния нет.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010 - «С».

Технические характеристики

Средства измерения 1 уровня        измерительных каналов АИИС КУЭ, и

метрологические характеристики ИК приведены в таблице 2.

Каждый измерительный канал кроме СИ 1-го уровня, указанных в таблице 2, включает в свой состав устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325-E-512 зав. № 002408, номер Госреестра 19495-03, относительная погрешность 0,1 % (2-й уровень). 3-й уровень АИИС КУЭ включает в себя средства, указанные в разделе «Описание средства измерений» настоящего Описания типа СИ.

Таблица 2 - Состав 1 - го уровня АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК

Примечания.

1 Характеристики   погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней

мощности (получасовая);

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

3 Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО;

4 Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) U ном; ток (1-1,2) I ном; cos Ф = 0,9 инд.;

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

5 Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) U ном; ток (0,05 - 1,2) I ном; 0,5 инд. < cos ф < 0,8 емк..;

- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70 °С, для счетчиков от минус 40 до плюс 55 °С, для сервера от плюс 10 до плюс 40 °С, для УСПД от минус 10 до плюс 50 °С;

6 Погрешность в рабочих условиях указана для тока от 0,05 1ном, cos ф = 0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков в точках измерений от + 10 до + 30 °С;

7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов     с метрологическими характеристиками не хуже, чем у

перечисленных в таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на предприятии порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.

8 Надежность применяемых в системе компонентов:

- электросчетчик - среднее время наработки на отказ - не менее   Т = 140000 ч,

среднее время восстановления работоспособности t в = 2 ч;

- УСПД - среднее   время   наработки на отказ - не менее Т = 75000 ч,

среднее время восстановления работоспособности te = 0,5 ч;

- сервер - среднее   время   наработки  на отказ - не менее  Т = 60000 ч,

среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч:

9 Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР,

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации - участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.

10 Регистрация событий:

в журнале событий счетчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения.

11 Защищенность применяемых компонентов:

Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчетчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера. БД.

12 Защита информации на программном уровне:

- результатов измерений ( при передаче, возможность использования цифровой

подписи);

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на УСПД;

- установка пароля на сервер БД.

13 Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому ИК - 100 суток (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - 3 года;

- ИВК - хранение результатов измерений и информацию о состоянии средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ КЭС-01.

Комплектность

1 Средства измерения и другие технические средства согласно таблице 2 и раздела «Описание средства измерений» настоящего описания типа.

2 Руководство по эксплуатации системы.

3 Методика поверки         «Система автоматизированная    информационноизмерительная коммерческого учета     электрической энергии АИИС КУЭ КЭС-01.

Методика поверки», утвержденная ГЦИ СИ ФГУ «Липецкий ЦСМ» в мае 2008 г. с Изменением № 1 от 25.09.2013 г.

Поверка

осуществляется по документу МП 38613-08 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ КЭС-01. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Липецкий ЦСМ» в мае 2008 г. с Изменением № 1 от 25.09.2013 г.

Средства поверки - в соответствии с методиками поверки на измерительные компоненты:

- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003. «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3..35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»; МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/^3кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»:

- счетчиков электроэнергии EA05RL-P1B-3, EA02RL-B-3, EA05RL-P1C-3, EA05RAL-B-3, A2R2-3-AL-C25-T, A2R2-4-L-C25-T, A2R2-L-C25-T, КТ 0,5S - по Инструкции по поверке многофункционального счетчика электроэнергии типа ЕвроАЛЬФА, утвержденой 12.07.97 г. ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»; счетчиков A1805RL-P4GB-DW-3 - по методике ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденной ФГУП «ВНИИМС»; счетчиков Меркурий 230 ART - по методике поверки в составе руководства по эксплуатации АВЛГ.411152.021 РЭ1;

- УСПД серии RTU-325 RTU-325-E-512-M11-B-Q-i2 - G - по методике поверки ДЯИМ.466453.005 МП, утвержденной ФГУП «ВНИИМС», МИ 2925-2005 или по ГОСТ 8.216-88.

Нормативные документы

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

ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений.

Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.