Система автоматизированная информационно-измерительная технического учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "НИИ "Дельта"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «НИИ «Дельта» (далее по тексту — АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности потребляемой с ОР ЭМ в ОАО «НИИ «Дельта» по всем расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления и выработки, формирования отчетных документов и передачи информации в ИАСУ КУ КО, ЦСОИ региональных филиалов ОАО «СО ЕЭС», ЦСОИ смежных субъектов ОРЭМ в рамках согласованного регламента.

Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.

Описание

АИИС КУЭ построена на основе ИКМ «Пирамида» (Госреестр № 29484-05) и представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ состоит из двух уровней:

1-ый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы напряжения (TH), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя сервер сбора и обработки данных, УССВ, автоматизировазшые рабочие места (АРМ), технические средства приёма-передачи данных, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, технические средства обеспечения питания технологического оборудования, а так же совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, ее обработку и храпение.

ЛИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- периодический (1 раз в 30 мин) и^нли 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 результатов измерений в организации-участники 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);

- передача журналов событий счетчиков и УСПД.

Принцип действия:

Основной метод измерений активной и реактивной электроэнергии основан на преобразовании тока и напряжения с последующим измерением и интегрированием по времени активной и реактивной мощности контролируемого присоединения (точке измерений) за получасовой интервал времени и приведением фактических измеренных величин к действительным значениям путем масштабирования.

Результаты измерений электроэнергии и мощности передаются по каналам связи в цифровом коде на сервер сбора и обработки данных, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и ее хранение, а также осуществляется дальнейшая передача информации на АРМ.

АИИС КУЭ ОАО «НИИ «Дельта» оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). В СОЕВ входят средства измерения времени счетчиков (ИИК), сервер сбора и обработки данных и УССВ. В качестве эталона времени выступает глобальная система позиционирования (GPS) «NAVSTAR». Синхронизация времени в АИИС КУЭ производится по сигналам единого календарного времени, принимаемым через УССВ. В качестве УССВ используется УСВ-1.

Синхронизация времени сервера сбора и обработки данных осуществляется по сигналам единого времени, принимаемым через УССВ. Контроль времени сервера осуществляется 1 раз в час, синхронизация времени осуществляется при расхождении времени УССВ и сервера на величину более ± 2 с.

Синхронизация времени в счетчиках осуществляется от сервера сбора и обработки данных. Синхронизация времени в счетчиках происходит в соответствии с заданным расписанием - 1 раз в сутки в 00:10:00. Коррекция времени осуществляется при расхождение времени счетчика со временем сервера на величину более ± 2 с.

Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ОАО «НИИ «Дельта»: ±5 с/сутки.

Описание программного обеспечения:

В состав ПО АИИС КУЭ входит: ПО уровня ИВК - ПО сервера сбора и обработки данных, ПО АРМ; ПО уровня ИИК — встроенное ПО счетчиков,

1Ю ИЙК: ПО счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (встроенное программное обеспечение СЭТ-4ТМ, «Конфигуратор СЭТ-4ТМ»),

ПО ИВК: ПО АРМ (Microsoft Windows ХР Professional Rus, Microsoft Windows Vista Business, «Пирамида 2000. АРМ: Энергетик», MS Office 2007, Kaspersky Internet Security 2010) и инженерный пульт (Microsoft Windows Vista Business, «Пирамида 2000. Мобильный АРМ», MS Office 2007, Kaspersky Internet Security 2010, «Конфигуратор СЭТ-4ТМ», «КриптоПро CSP 2.0»), ПО сервера сбора и обработки данных - существующее, входит в состав АИИС КУЭ ООО «ЦЭК» в сечении ООО «ВВКЗ» (Госреестр № 40709-09) и соответствует требованиям ОРЭМ, акт соответствия №357 от 28.08.2009 г.

МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в Таблице i. Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ приведены в Таблице 2.

Таблица 1

Таблица 2

Грапицы допускаемой относительной погрешности измерения активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ

Примечании:

7. Погрешность измерений для ТТ класса точности 0,5 нормируется только для тока в диапазоне 5-120% от номинального значения.

2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• напряжение питающей сети: напряжение (0,98... /,02)-Сном, ток (5 + 1,2)дном, coscp-0,9 инд;

• температура окружающей среды (20±5) Т.1.

5. Рабочие условия эксплуатации компонентов ЛИ ИС КУЭ:

• напряжение питающей сети (0,9...1,1)-Uhom, ток (0,05... 1,2) 1ном;

• температура окружающей среды:

- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 ЯГ;

- трансформаторы тока по ГОСТ 7746;

- трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983.

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТР 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

Примечание - В виду отсутствия в ГОСТ Р 52425-2005 класса точности 0,5. Пределы погрешностей для измерений реактивной энергии счетчиков класса точности 0,5 устанавливаются равными пределам соответствующих погрешностей счетчиков активной энергии класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005.

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. б Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АНИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• счетчик электроэнергии СЭТ-1ТМ.ЗМ - среднее время наработки на отказ не менее 140 000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

• для счетчика Тв < 2 часа;

• для сервера Тв < 1 час;

• для компьютера АРМ Тв < 1 час;

• для модема Тв < 1 час.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

• клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства дня пломбирования;

• панели подключения к электрическим интерфейсам счечиков защищены механическими пломбами;

• наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, сервере, АРМ;

• организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

• защита результатов измерении при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий

• фактов параметрирования счетчика;

* фактов пропадания напряжения;

• фактов коррекции времени.

Возможность коррекции времени в:

• счегчиках (функция автоматизирована);

• серверах, АРМ (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.ЗМ - тридцатиминутный профиль на1рузки в двух направлениях -113 суток;

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

МЕСТО И СПОСОБ НАНЕСЕНИЯ ЗНАКА УТВЕРЖДЕНИЯ ТИПА

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

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 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «НИИ «Дельта». Методика поверки, МГ1-760/446-2010». утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в июле 2010 г.

Средства поверки - до НД на измерительные компоненты:

- ТТ-по ГОСТ 8.217-2003;

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

- Счетчик СЭТ-4ТМ.ЗМ — по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ и согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2007 г,;

- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Госреестр № 27008-04);

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

- Термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений (-40...+50) °C, цена деления ГС.

Межповерочный интервал - 4 года.

СВЕДЕНИЯ О МЕТОДИКАХ (МЕТОДАХ) ИЗМЕРЕНИЙ

Измерения производятся в соответствии с документом «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ОАО «НИИ «Дельта». Методика измерений. ГДАР.411711.104.МВИ».

Нормативные документы

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

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

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

4 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.

5 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

6 ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0.5S,

7 ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока* Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии