Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "ЗОЛОТО СЕВЕРНОГО УРАЛА"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ЗАО «ЗОЛОТО СЕВЕРНОГО УРАЛА» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ЗАО «ЗОЛОТО СЕВЕРНОГО УРАЛА»; сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

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

передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;

предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций -участников оптового рынка электроэнергии;

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

диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

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

Описание

АИИС КУЭ представляет собой двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (TH) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983 и счётчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03.01 класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323 для активной электроэнергии и класса точности 1,0 по ГОСТ Р 52425 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1 (2 точки измерений).

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер опроса и базы данных (Сервер БД) на базе промышленного компьютера Hewlett-Packard DE360R05. каналообразующую аппаратуру, конвертеров интерфейсов Моха Nport 5150, GSM-модем МС 35iT, беспроводные точки доступа Wi-Fi; систему обеспечения единого времени (СОЕВ), автоматизированные рабочие места (АРМ) персонала и программное обеспечение (ПО) ПТК ЭКОМ.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронных счетчиков электрической энергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков, подключенных к одноканальной проводной кодовой линии связи RS-485, через конвертер интерфейсов Моха Nport 5150 идет в коммутатор D-Link DEG-1008. далее на беспроводную точку доступа Wi-Fi и каналообразующую аппаратуру передается в Сервер БД. где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, хранение измерительной информации, ее накопление, отображение информации по подключенным к Серверу БД устройствам, а также передача информации на АРМ ЗАО «ЗОЛОТО СЕВЕРНОГО УРАЛА» и в организации-участники оптового рынка электроэнергии.

Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от центрального сервера БД по выделенному каналу через сеть Интернет.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ) включающей в себя устройство синхронизации времени со встроенным приемником сигналов точного времени, передаваемых спутниковой системой GPS, и специализированное программное обеспечение коррекции времени. Время Сервера БД сличается с временем приемника, сличение ежесекундное, корректировка осуществляется при расхождении времени ±1 с. Сличение времени счетчиков с временем Сервера БД каждые 30 мин, корректировка времени счетчиков осуществляется при расхождении с временем Сервера БД ±3 с. Таким образом, погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Технические характеристики

Сос тав измери тельных каналов и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 1.

Таблица 1. Метрологические характеристики ИК

Примечания:

I. 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. Нормальные условия:

параметры сети: напряжение (0,98-г 1,02) Uhom; ток(1 -к 1,2) Ihom, cosip = 0,9 инд.;

температура окружающей среды (20 ± 5) °C.

4. Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9 ч- 1,1) Uhom; ток (0,05ч- 1,2) 1ном; 0,5 инд.<созф<0,8 емк.

допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 70°С, для счетчиков от минус 20 до + 55С; для сервера от +15 до +35 °C;

5. Погрешность в рабочих условиях указана для cosip = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °C до +40 °C;

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице I.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности (в = 4,6 ч;

- сервер БД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 84000 ч, среднее время восстановления работоспособности (в = 22 ч.

Надежность системных решений:

- резервирование питания электросчетчика, сервера БД с помощью источника бесперебойного питания;

- визуальный контроль информации на счетчике;

- возможность получения информации со счетчиков автономным и удаленным способами:

Регистрация событий:

- в журнале событий счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- в журнале сервер БД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в сервер БД.

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- трансформаторов тока;

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- сервер БД;

- защита информации на программном уровне:

- состояний средств измерений, результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на сервер БД.

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 57 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

сервер БД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 3,5 года (функция автоматизирована);

АРМ - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «ЗОЛОТО СЕВЕРНОГО УРАЛА».

Комплектность

Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «ЗОЛОТО СЕВЕРНОГО УРАЛА» определяется проектной документацией на систему.

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

Поверка

Поверка проводится в соответствии с документом «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «ЗОЛОТО СЕВЕРНОГО УРАЛА». Измерительные каналы. Методика поверки», согласованным с ВНИИМС в сентябре 2009.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

ТТ-по ГОСТ 8.217-2003;

TH - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

- СЭТ-4ТМ.03.01  - по методике поверки «Счетчики электрической энергии

многофункциональные СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.02. Методика поверки».

Приемник сигналов службы точного времени.

Межповерочный интервал - 4 года.

Нормативные документы

ГОСТ 22261-94.

ГОСТ 34.601-90.

Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

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

положения.

Заключение

Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «ЗОЛОТО СЕВЕРНОГО УРАЛА» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственной поверочной схеме.