Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "Дэнир"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческою учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Дэнир» (далее по тексту - АПИС КУЗ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии,, для осуществления автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности на розничном рынке электроэнергии (РРЭ) по всем расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в АИИС КУЭ ОАО «Московская объединенная электросетевая компания» (ОАО «МОЭСК») и АИИС КУЭ ОАО «Мосэнергосбыт» в рамках согласованного регламента.

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

Описание

АИИС КУЭ построена на основе ИНК «Альфа Центр» (Госреестр № 20481-00) и представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную сястему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ состоит из двух уровней:

Первый 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, шлюз Е-422, устройство синхронизации системного времени (УССВ) и технические средства приема-передачи данных.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя автоматизированное рабочее место (АРМ) энергетика, а так же совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня.

В качестве АРМ энергетика используется компьютер с установленным программным обеспечением АС_РЕ (ПО «Альфа Центр»).

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- периодический (1 раз в 30 мин) 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 результатов измерений в ОАО «МОЭСК» и ОАО «Мосэнергосбыт», а также предоставление им контрольного доступа;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;

- 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 шлюза.                               .

Принцип действия:

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые но проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений в ОАО «МОЭСК» и ОАО «Мосэнергосбыт» передаются в целых листах кВт-ч.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы шлюза. Шлюз производит хранение измерительной информации. Обработка (умножение на коэффициенты трансформации) происходит при запросах с верхнего уровня АИИС КУЭ.

Передача запросов на шлюз и получение измерительной информации со шлюза на АРМ энергетика производится в автоматическом режиме (1 раз в 30 минут) по локальной вычислительной сети (далее по тексту - ЛВС) стандарта Ethernet. На АРМ энергетика выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование, хранение и оформление справочных и отчетных документов.

Передача коммерческой информации в ОАО «МОЭСК» и ОАО «Мосэнергосбыт» реашзована с использованием электронных документов в XML формате. Электронный документ может подтверждаться ЭЦП. Файл включается в почтовое сообщение как вложение и пересылается по электронной почте.

Описание программного обеспечения

В состав ПО ЛИИС КУЭ входит: ПО АРМ энергетика и встроенное ПО счеттиков и шлюза.

Программные средства АРМ энергетика содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД Oracle) и прикладное ПО «Альфа Центр» (АСРЕ).

АНИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят все средства измерений времени (таймеры счетчиков, шлюза, АРМа энергетика).

В качестве базового прибора СОЕВ используется устройство синхронизации времени (УССВ) MR-350 производства GlobalSat.

Синхронизация времени шлюза происходит по времени подключенного к нему УССВ. Сличение времени шлюза временем УССВ происходит с цикличностью 1 раз в 10 с. Коррекция времени проводится при расхождении времени шлюза со временем УССВ на величину более ± 2 с.

Синхронизация времени АРМа энергетика осуществляется по времени шлюза. Сличение времени АРМ энергетика со временем шлюза происходит при каждом сеансе связи (1 раз в 30 минут). Коррекция времени проводится при расхождении времени АРМа энергетика со временем шлюза на величину более ±2 с.

Синхронизация времени счетчиков осуществляется по времени шлюза. Сличение времени счетчиков со временем шлюза происходит при каждом сеансе связи (1 раз в 30 минут). Корректировка времени осуществляется 1 раз в сутки при расхождении времени счетчиков со временем шлюза на величину более ± 2 с.

Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ i5 с/сутки.

МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 1.

Таблица 1

Таблица 1

Таблица2

ТТпиме*гаггпя:

1. Погрешность измерений Зц2>%р и для cos (р^ 1,0 нормируется от 1;%, а погрешность измерений Sjqjkp и бргръд для costp<l,0 нормируется от

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...1,02)-Uhom, ток (1 -г- 1,2)-1ном, cosfp^0,9 инд;

• температура окружающей среды (20±5) 'X'.

5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• напряжение питающей сети (0,9... 1,1)-Сном, ток (0,01 ...1,2)-1ном для ИК3-6; ток

(0,05... 1,2) Аном для ИК 1-2.                                 '

• температура окружающей среды:

- для счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 35 °C;

- шлюз Е-422 от плюс 10 до плюс 35 XI;

- 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 52323-2905 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 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 АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• счетчик электроэнергии «Меркурии 230» - среднее время наработки на отказ не менее 150 000 часов;

• шлюз Е*422 - среднее время наработки на отказ не менее 50 000 часов. ’ Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

• для счетчика Тв < 2 часа;

• для шлюза Тв < 2 часа;

• 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 для пломбирования;

• панели подключения к электрическим интерфейсам счечи ков защищены механическими пломбами;

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

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

• защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий

• ■ фактов параметр кровавая счетчика;

• фактов пропадания напряжения;

• фактов коррекции времени.

Возможность коррекции времени в:

• счетчиках (функция автоматизирована);

• шлюз (функция автоматизирована);

• АРМ энергетика (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:       .

• счетчик электроэнергии «Меркурий 230» - тридцатиминутныи профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 80 сутток; при отключении питания - нс менее 5 лет;

• шлюз Е-422 - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 30 суток; при отключении литания - не менее 5 лет;

• 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 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) ЗАО «Дэиир». Методика поверки», M1I-693/446-2D10 утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Рсстест-Москва» в апреле 2010 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;

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

- Счетчик «Меркурий 230» - по методике поверки АВЛГ.411152.021 РЭГ согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;

- Устройство «Шлю.ч-Е422» - по методике поверки АВБЛ.468212.036 МП, утверждённой ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 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°С, цена деления 1°С.

Межповерочный интервал - 4 года.

СВЕДЕНИЯ О МЕТОДИКАХ (МЕТОДАХ) ИЗМЕРЕНИЙ

Измерения производятся в соответствии с документом «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ЗАО «Дэнир». Методика измерений. ГДАР.411711.095 .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 0,25 и 0,55.

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