Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ФГУП "УЭ НЦЧ РАН"

Назначение

Система автоматизированная информационно - измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ФГУП «УЭ НЦЧ РАН» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами завода, сбора, хранения и обработки полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов со смежными организациями и оперативного управления потреблением и выработкой электроэнергии.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-ти минутных приращений активной электроэнергии;

- периодический (1 раз в сутки, 1 раз в месяц) и (или) по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях 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;

- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных, хранящихся в АИИС КУЭ 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 многоуровневую информационно-измерительную систему:

1 -й уровень - ИИК (информационно-измерительный комплекс) - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), класса точности 0,5 по ГОСТ 7746, счётчики активной и реактивной электроэнергии Меркурий 230 класса точности 0,5S/l,0 (11 шт.) по ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии, установленные на объектах (присоединениях), указанных в таблице 1 (11 измерительных каналов);

2 -й уровень - ИВКЭ (информационно-вычислительный комплекс электроустановки) -включает в себя одно устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе «СЭМ-2.01»;

3 -й уровень (ИВК) информационно-измерительный комплекс, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер, совмещенный с АРМ и программное обеспечение (ПО).

Первичные фазные токи трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня. Аналоговые сигналы переменного тока с выходов измерительных трансформаторов поступают на входы счетчиков электроэнергии. Счетчики преобразуют мгновенные значения входных сигналов в цифровой код. Микропроцессором счетчика вычисляется активная и реактивная электроэнергия за установленные интервалы времени, а также активная и реактивная мощность. Счетчики снабжены отсчетными устройствами и цифровыми выходами. Информация сохраняется в энергонезависимой памяти. По запросу с верхнего уровня измерительная информация поступает в цифровом виде по проводным линиям связи на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы (сервер АИИС КУЭ).

Используемое программное обеспечение позволяет производить сбор данных с УСПД, обработку, хранение полученных данных на жёстких дисках сервера, осуществлять передачу данных в ОАО «Мосэнергосбыт», отображать с помощью АРМ эти данные в наглядной форме (таблицы, графики), вести оперативный контроль средней (получасовой) мощности, дифференцированной по времени суток, выводить полученную информацию на печать.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). GPS-приемник подключен к УСПД. Время УСПД синхронизировано со временем приемника, сличение один раз в сутки, погрешность синхронизации не более 0,1 с. УСПД осуществляет коррекцию времени сервера и счетчиков. Сличение времени сервера БД со временем УСПД осуществляется каждые 30 мин, и корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и УСПД ±1с. Корректировка времени счетчиков выполняется один раз в сутки при расхождении со временем УСПД ±3 с. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Технические характеристики

Таблица 1 - Состав измерительных каналов и их основные метрологические характеристики.

Продолжение таблицы 1

Примечания:

1. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);

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

3. Допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40°С до + 60°С, для счетчиков Меркурий 230 от минус 40°С до + 55°С, для УСПД от минус 20 °C до +55 °C;

4. Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,98 4- 1,02) Ином; ток (1 ч- 1,2) Ihom, coscp = 0,9 инд.;

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

5. Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение (0,9 ч- 1,1) ином; ток (0,2ч- 1,0) Ihom, coscp = 0,8 инд.;

- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от + 10°С до + 35°С, для счетчиков Меркурий 230 от + 10°С до + 35 °C, для УСПД от + 10°С до + 35°С;

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии;

7. Допускается замена измерительных трансформаторов на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Допускается замена счетчиков электрической энергии на аналогичные с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- электросчётчик (параметры надежности То = 150 000 час, te = 7 суток);

- УСПД (параметры надежности То = 75 000 час, tB = 24 час);

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

Надежность системных решений:

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в энергоснабжающую организацию по коммутируемой телефонной линии и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- факты параметрирования;

- попытки несанкционированного доступа;

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

- факты коррекции времени (изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени);

- отклонения напряжения в измерительных цепях от заданных пределов;

- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

- пропадание напряжения.

- журнал УСПД:

- факты параметрирования;

- факты пропадания напряжения;

- факты коррекции времени - изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;

- ввод расчётных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);

- ввод/изменение групп измерительных каналов учёта электроэнергии для расчёта агрегированных значений электроэнергии по группам точек измерений;

- установка текущих значений времени и даты;

- попытки несанкционированного доступа;

- факты связи с УСПД, приведшие к каким-либо изменениям данных;

- перезапуски УСПД (при пропадании напряжения, зацикливании и т.п);

- отключение питания.

Организационные решения:

- наличие эксплутационной документации.

Защищённость применяемых компонентов:

- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- испытательной колодки;

- УСПД;

- сервера;

- наличие защиты на программном уровне:

- информации:

- при передаче;

- результатов измерений (возможность использования электронной цифровой подписи);

- при параметрировании:

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на УСПД;

- установка пароля на сервер;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС.

Возможность проведения измерений следующих величин:

- приращений активной электроэнергии;

- приращений реактивной электроэнергии;

- времени и интервалов времени;

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений:

- 30-ти минутных приращений (функция автоматизирована);

- сбора:

- 1 раз в сутки (функция автоматизирована);

- 1 раз в месяц (функция автоматизирована);

Возможность предоставления информации о результатах измерения

- в энергоснабжающую организацию (ОАО «Мосэнергосбыт») по коммутируемой телефонной линии через модем Zyxel 336 Е, по сотовой связи с использованием терминала сотовой связи IRZ MC35i.

Глубина хранения информации (профиля):

- электросчетчик имеет энергонезависимую память для хранения профиля нагрузки с установленным интервалом, данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а также запрограммированных параметров (функция автоматизирована);

- УСПД - хранение суточных данных о 30-ти минутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 62 суток (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - 10 лет;

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

Синхронизация времени с использованием модуля GPS (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно - измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ФГУП «УЭ НЦЧ РАН».

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ 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) ФГУП «УЭ НЦЧ РАН». Измерительные каналы. Методика поверки», согласованной с ВНИИМС в декабре 2009 г.

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;

- Меркурий 230 - по методике поверки АВЛГ.411152.021 РЭ1;

- УСПД СЭТ-2.01 - по документу «Сумматор электронный многофункциональный для учета электроэнергии СЭМ-2. Методика поверки МП.ВТ076-2003».

Приемник сигналов точного времени.

Межповерочный интервал - 4 года.

ГОСТ 22261-94

ГОСТ 34.601-90

ГОСТ Р 8.596-2002

Нормативные документы

Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

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

ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

Заключение

Тип системы автоматизированной информационно - измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ФГУП «УЭ НЦЧ РАН» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и во время эксплуатации согласно государственной поверочной схеме.