Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Нижноватомэнергосбыт" для электроснабжения ЗАО "Картонтара"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Нижноватомэнергосбыт» для электроснабжения ЗАО «Картонтара» (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.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

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

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 информационно-вычислительному 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.);

диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;

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

Описание

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

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 0,5 по ГОСТ 1983; счётчики типа EA05RAL-B-3 и EAO5RL-B-3 класса точности 0,5S по ГОСТ 30206-94 для активной электроэнергии и 1,0 по ГОСТ 26035-83 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1.

2-й уровень (ИВКЭ) - УСПД типа «RTU-325».

3-й уровень (ИВК) - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, коммуникационный сервер опроса и сервер баз данных Краснодарского филиала ОАО «Нижноватомэнергосбыт», автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и соответствующее программное обеспечение (ПО).

Принцип работы АИИС КУЭ заключается в следующем.

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. Принцип действия счетчика основан на измерении мгновенных значений входных сигналов тока и напряжения шестиканальным аналого-цифровым преобразователем (АЦП), с последующим вычислением среднеквадратических значений токов и напряжений, активной, реактивной и полной мощности и энергии, углов сдвига фазы и частоты цифровым сигнальным процессором. Счетчик также имеет в своем составе микроконтроллер, энергонезависимую память данных и встроенные часы реального времени, позволяющие вести учет активной и реактивной энергии по тарифным зонам суток.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по выделенным линиям связи, с помощью факсмодемов, поступает на входы УСПД (ИВКЭ), где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача данных при помощи основного канала связи на верхний уровень системы ИВК.

Основным каналом связи является телефонная сеть общего пользования (ТфСОП), данные передаются при помощи факс-модемов.

На верхнем уровне АИИС КУЭ (ИВК) выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Сервер баз данных ИВК передает данные в другие заинтересованные организации. Для передачи данных в качестве канала связи используется выделенный канал связи до сети провайдера Интернет.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя два устройства синхронизации системного времени (УССВ) на базе GPS-приемника, работающие независимо друг от друга, встроенные часы реального времени сервера АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков. Система обеспечения единого времени (СОЕВ) 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.

Коррекция времени в УСПД производится автоматически по сигналам УССВ уровня ИВКЭ один раз в час при условии превышения допустимого значения рассогласования. Допустимое время рассогласования составляет ± 2 с. УССВ уровня ИВК ежесекундно сличается со временем сервера (ИВК) и осуществляет коррекцию времени сервера АИИС КУЭ при достижении допустимого значения рассогласования, равного ± 10 мс. Сличение времени счетчиков по времени УСПД осуществляется каждые тридцать минут. Коррекция времени в счетчиках Евро Альфа производится автоматически при условии превышения допустимого значения рассогласования, равного ± 2 с.

Все действия по синхронизации хода внутренних часов отображаются и записываются в журнал событий на каждом из вышеперечисленных уровней.

Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Состав измерительных каналов

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. Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,98 4- 1,02) UH0M; ток (1 4- 1,2) 1ном, частота (95 4- 105)fHOM; coscp = 0,9 инд.;

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

4. Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение (0,9 4- 1,1) ином; ток (0,054- 1,2) 1ном;

- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 70 °C, для счетчиков типа ЕвроАльфа от минус 40 до +70 °C, для сервера от + 10 до +40 °C; для УСПД от минус 0 до +75°С.

5. Погрешность в рабочих условиях указана для coscp = 0,8 инд; температура окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от + 10 до + 30°С.

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 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 1.

Надежность применяемых в системе компонентов:

электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50000 ч, среднее время восстановления работоспособности (te) не более 2 ч;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40000 ч, среднее время восстановления работоспособности (te) не более 2 ч;

- сервер - коэффициент готовности не менее 0,99, среднее время восстановления работоспособности 24 ч;

- коммуникационный сервер опроса - коэффициент готовности не менее 0,99, среднее время восстановления работоспособности 24 ч.

Надежность системных решений:

- резервирование питания:

- УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

- 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 эксплуатационной документации.

Защищённость применяемых компонентов:

- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

- ИИК:

- электросчётчика;

- вторичных цепей:

- промклеммников;

- ИВКЭ:

-УСПД;

- ИВК:

- сервера БД;

- коммуникационного сервера опроса;

- наличие защиты на программном уровне:

- информации;

- использование электронной цифровой подписи при передаче результатов измерений;

- при параметрировании:

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на УСПД;

- установка пароля на сервера;

- 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 сутки (функция автоматизирована);

Возможность предоставления информации в заинтересованные организации:

- о результатах измерения (функция автоматизирована);

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации (профиля):

- электросчетчики типа EA05RAL-B-3 и EA05RL-B-3 имеют 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 - 3 месяца, сохранение информации при отключении питания - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована);

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

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии ОАО «Нижноватомэнергосбыт» для электроснабжения ЗАО «Картонтара».

Комплектность

Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АНИС КУЭ) ОАО «Нижноватомэнергосбыт» для электроснабжения ЗАО «Картонтара» 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) ОАО «Нижноватомэнергосбыт» для электроснабжения ЗАО «Картонтара». Методика поверки», согласованным с ФГУП «ВНИИМС» в мае 2010 г. Межповерочный интервал - 4 года.

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;

- счетчики ЕвроАЛЬФА - по методике поверки «Многофункциональный счетчик электрической энергии типа ЕвроАЛЬФА (ЕА). Методика поверки»;

- УСПД RTU - 325 - по методике поверки «Комплексы аппаратно-програмных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-ЗОО». Методика поверки» ДИЯМ.466453.005 МП.

Приемник сигналов точного времени.

Нормативные документы

ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. 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» 1.

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

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

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

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

МИ 2999-2006 «ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Рекомендации по составлению описания типа».

Техническая документация на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии ОАО «Нижноватомэнергосбыт» для электроснабжения ЗАО «Картонтара».

Заключение

Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Нижноватомэнергосбыт» для электроснабжения ЗАО «Картонтара» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, и метрологически обеспечен в эксплуатации.