Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) дачных поселков Новожилово, Владимирская обл., Александровский район

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) дачных поселков Новожилове, Владимирская область, Александровский район предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами РТП 1 «Новожилове», сбора, обработки, хранения и отображения полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ дачных поселков Новожилове, Владимирская область, Александровский район представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему, которая состоит из измерительных каналов (далее - ИК), информационно-вычислительного комплекса электроустановки (далее - ИВКЭ) и информационно-вычислительного комплекса (ИВК) с системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ).

АИИС КУЭ дачных поселков Новожилове, Владимирская область, Александровский район 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 заинтересованные организации результатов измерений;

- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, со стороны сервера заинтересованных организаций;

- 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 обеспечения единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительные каналы (ИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 S по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (TH) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа Меркурий 230ART класса точности 0,5S/l,0 по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии), по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии), вторичные электрические цепи и выделенные линии связи, установленных на объектах РТП 1 «Новожилове», указанные в таблице 1 (2 точки измерений).

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя сумматор электронный многофункциональный для учета электроэнергии (далее - сумматор) СЭМ-2.01, аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи и специализированное программное обеспечение (1 центр сбора).

3 -й уровень - сервер базы данных ОАО «Мосэнергосбыт».

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 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 с помощью проводных линий связи поступает на вход сумматора СЭМ-2.01. На втором уровне осуществляется вычисление потребленной электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных посредством сотовой сети GSM на сервер ИВК ОАО «Мосэнергосбыт».

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе GPS-приемника, подключенного к серверу ИВК ОАО «Мосэнергосбыт». Время сервера ИВК ОАО «Мосэнергосбыт» синхронизировано со временем GPS-приемника, корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и GPS ±1 с. Время сумматора СЭМ-2.01 синхронизировано со временем сервера ОАО «Мосэнергосбыт». Сличение времени сумматора СЭМ-2.01 со временем сервера ОАО «Мосэнергосбыт» производится при каждом сеансе связи, корректировка времени выполняется при расхождении времени сумматора СЭМ-2.01 со временем сервера ОАО «Мосэнергосбыт» ±1 с. Сличение времени счетчиков со временем сумматора СЭМ-2.01 каждые 3 мин, при расхождении времени счетчиков со временем сумматора СЭМ-2.01 ±1 с выполняется корректировка. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 1 Таблица 1 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики

Продолжение таблицы 1

Примечания'.

1. В Таблице 1 приведены метрологические характеристики основной погрешности ИК (нормальные условия эксплуатации) и погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации для измерения электрической энергии и средней мощности (получасовых);

2. В Таблице 1 в графе «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± %>» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cos<j>=0,5 (з1пф=0,87) и токе ТТ, равном 2 % от 1ном для ТТ с кл.т.

3. Нормальные условия эксплуатации:

- параметры питающей сети: напряжение - (220+4,4) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;

- параметры сети: диапазон напряжения - (0,99 + l,01)U„; диапазон силы тока - (1,0 1,2)1„; диапазон коэффициента мощности coscp (sin<p) - 0,87(0,5); частота -(50 ±0,5) Гц;

- температура окружающего воздуха: ТТ-от ~40°С до +50°С;ТН- от —40°С до +55 °C; счетчиков- от +2ГС до +25 °C;

- относительная влажность воздуха - (70+5) %;                                       '

- атмосферное давление - (100 + 4) кПа ((750+30) ммрт.ст).

4. Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и TH:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 -5- l,l)U„i; диапазон силы первичного тока - (0,01 1,2)1н1; коэффициент мощности cos ср (sincp) - 0,5 + 1,0 (0,6 0,87); частота - (50 +0,5) Гц;

- температура окружающего воздуха - от -30°С до +35°С;

- относительная влажность воздуха - (70+5) %;

- атмосферное давление - (100 ±4) кПа ((750+30) мм рт. ст).

Для электросчетчиков:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 + 1,1)U,<2; диапазон силы вторичного тока - (0,02 (0,01 при cos<f>=l) -г- 1,2)1и2; диапазон коэффициента мощности coscp (sin<p) - 0,5 -г-1,0(0,6 0,87); частота - (50 ±0,5) Гц;

- магнитная индукция внешнего происхождения -0,5мТл;

- температура окружающего воздуха -от +10 °C до +30 °C;

- относительная влажность воздуха - (40-60) %;

- атмосферное давление - (100 ±4) кПа ((750+30) мм рт. ст).

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

- параметры питающей сети: напряжение - (220+10) В; частота - (50 ± 1) Гц;           '

- температура окружающего воздуха - от +15'С до +30’С;

- относительная влажность воздуха - (70+5) %;

- атмосферное давление-(100+ 4) кПа ((750+30)ммрт.ст).

5. Измерительные каналы включают измерительные трансформаторы тока по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электрической энергии;

6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 5 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена сумматора на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. Порядок оформления замены измерительных компонентов, а также других изменений, вносимых в АИИС КУЭ в процессе их эксплуатации после утверждения типа в качестве единичного экземпляра, осуществляется согласно Приложению Б МИ 2999-2006.

Надежность применяемых в системе компонентов:

• в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983 и ГОСТ 7746, определены средний срок службы и средняя наработка до отказа;

• электросчетчик - среднее время наработки на отказ не менее То= 150000 ч, время восстановления работоспособности Тв=2 ч;

• сумматор СЭМ-2.01 - среднее время наработки на отказ не менее Tq=35000 ч, среднее время восстановления работоспособности Тв = 1ч.

Надежность системных решений:

• Применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих требованиям IEC - Стандартов;

• Стойкость к электромагнитным воздействиям;

• Ремонтопригодность;

• Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;

• Мощные функции контроля процесса работы и развитые средства диагностики системы;

• Резервирование элементов системы;

• Резервирование каналов связи при помощи переносного инженерного пульта;

• Резервирование электропитания оборудования системы.

Регистрация событий:

♦ журнал событий счетчика:

- попытки несанкционированного доступа;

- связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных;

- изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;

- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

- перерывы питания.

Защищенность применяемых компонентов:

• механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- привод разъединителя трансформаторов напряжения;

- клеммы низкого напряжения трансформаторов напряжения;

- корпус (или кожух) автоматического выключателя в цепи трансформатора напряжения, а так же его рукоятка (или прозрачная крышка);

- клеммы вторичной обмотки трансформаторов тока;

- промежуточные клеммники, через которые проходят цепи тока и напряжения;

- испытательная коробка (специализированный клеммник);

- крышки клеммных отсеков счетчиков;

• защита информации на программном уровне:

- результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);

- установка пароля на счетчик;

Глубина хранения информации:

• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 30 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

• сумматор СЭМ-2.01 - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 сут.;

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) дачных поселков Новожилове, Владимирская область, Александровский район.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ дачных поселков Новожилове, Владимирская область, Александровский район определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ дачных поселков Новожилове, Владимирская область, Александровский район представлена в таблице 2.

Таблица 2 - Комплектность АИИС КУЭ дачных поселков Новожилово, Владимирская область, Александровский район

Поверка

Поверка АИИС КУЭ проводится по документу «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) дачных поселков Новожилово, Владимирская область, Александровский район. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2009 года.

Перечень основных средств поверки:

- Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/\5... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;

- Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-20003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- Счетчики типа «Меркурий 230» - в соответствии с методикой поверки АВЛГ.411152.021 РЭ1, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21 мая 2007 г.;

- Сумматор СЭМ-2.01 - в соответствии с документом «Сумматор электронный многофункциональный для коммерческого учета электроэнергии СЭМ-2. Методика поверки МП.ВТ.076-2003, утвержденному РУП «Витебский ЦСМС» в 2003 г.

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

- Термогигрометр «CENTER» (мод. 314): диапазон измерений температуры от -20.. .+60°С; диапазон измерений относительной влажности от 10... 100 %.

Межповерочный интервал - 4 года.

Нормативные документы

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

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

ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003) Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5 S.

ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003) Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

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

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

МИ 3000-2006 «Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».

Техническая документация на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) дачных поселков Новожилове, Владимирская область, Александровский район.

Заключение

Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) дачных поселков Новожилове, Владимирская область, Александровский район, утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске и в эксплуатации согласно государственным поверочным схемам.