Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Сбытовая компания Энергоресурс"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Сбытовая компания Энергоресурс» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения электроэнергии (мощности), потребляемой на собственные нужды ТЦ «Московский Проспект» и ТРК «Град», г. Воронеж., а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), ОАО «АТС», «СО-ЦДУ «ЕЭС» и др. (далее - внешние пользователи).

Описание

Принцип действия АИИС КУЭ основан на измерении электроэнергии (мощности) косвенным методом посредством сложного измерительного канала АИИС КУЭ.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются 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.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводной связи поступает на вход сервера опроса и сервера баз данных (IBM PC совместимый компьютер), где осуществляется автоматизированный сбор, обработка (вычисление электроэнергии и мощности), накопление, формирование и хранение, оформление справочных и отчетных документов, отображение результатов измерений и передача накопленных данных по каналам связи (основной - Ethernet; резервный - GSM) вышестоящим и внешним пользователям (ОАО «АТС», СО-СДУ ЕЭС и др.). Коммерческая информация, передаваемая внешним пользователям, отражает 30-минутные результаты измерения потребления электроэнергии по точке учета. Передача информации реализована с использованием электронных документов в виде макета 80020 в формате XML.

Умножение на коэффициенты трансформации - в сервере

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения. В таблице 1 приведены перечни функций и задач, выполняемых АИИС КУЭ

Таблица 1 - Перечень функций выполняемых АИИС КУЭ, периодичность их выполнения:

АИИС КУЭ состоит из 2 уровней.

1-йуровень - уровень ИИК ТУ (5 экз.) содержит в своем составе:

• Измерительные трансформаторы тока (ТТ) типа ТПОЛ-10, по ГОСТ 7746-2001 класса точности (КТ) 0,5.

• Измерительные трансформаторы напряжения (ТН) типа НТМИ-6-66, ЗНОЛ.06-10УЗ по ГОСТ 1983-2001 КТ 0,5.

• Счетчики электроэнергии (счетчики) многофункциональные микропроцессорные с цифровыми выходными интерфейсами и оптическим портом по ГОСТ Р 52323-2005 (активная энергия) и ГОСТ Р 52425-2005 (реактивная энергия) типа ПСЧ-4ТМ.05М; КТ 0,5S/1,0.

• Вторичные цепи.

• Каналы связи со 2 уровнем - Ethernet (основной) и GSM (резервный).

2-й уровень - ИВК с функциями ИВКЭ содержит в своем составе:

• Сервер, реализованный на основе промышленного компьютера с IBM PC - совместимой платформой в серверном исполнении.

• Технические средства приёма-передачи данных:

- блок синхронизации и связи КСС-11 в комплекте с GPS приемником BR-355;

- модемы (GSM).

• Каналы связи:

- между ИВК и внешними пользователями - выделенный канал связи до сети провайдера Интернет (основной канал) и телефонная сеть общего пользования (резервный);

• Источник бесперебойного питания (АРС Smart UPS 1000 VA).

• Технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа.

• АРМ диспетчера, пользователей (1 экз).

Система обеспечения единого времени (СОЕВ) состоит из блока синхронизации времени счетчиков КСС-11 в комплекте с GPS приемником BR-355. Блок КСС-11 предназначен для согласования работы интерфейсов RS-232C; RS-485 и преобразования сигнала со спутникового приемника в протокол широковещательного запроса на синхронизацию времени счетчиков. Блок КСС-11 производит коррекцию времени счетчиков 1 раз в сутки. Условием корректировки времени в счетчиках служит прием блоком КСС-11 сигналов точного времени со спутниковой антенны GPS и отсутствие признака корректировки времени в счетчиках в течение текущих суток. Коррекция времени в ИВК с функциями ИВКЭ (сервере) производится от счетчика каждые 30 минут. От таймера сервера в автоматическом режиме производится периодическая подстройка таймеров АРМ АИИС КУЭ. Периодичность и алгоритм коррекции выбраны таким образом, чтобы не вносить дополнительных неучтённых погрешностей в первичные измерения и обеспечить при этом погрешность измерения времени в электросчётчиках не более ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке

Программное обеспечение

В состав программного обеспечения (ПО) входят:

- ОС Microsoft Windows NT/2000/XP/2003 server;

- специализированное ПО «Энфорс АСКУЭ», содержащее программные модули: администратор; администратор отчетов; ручная обработка данных; диспетчерский контроль информации; контроль коррекции времени; ручное редактирование данных; формирование отчетных документов и информационного обмена с субъектами ОРЭ: ИАСУ КУ ОАО «АТС»; «СО-ЦДУ ЕЭС» и др.

- ПО счетчика «Конфигуратор СЭТ-4ТМ».

ПО имеет уровень защиты С от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010.

В АИИС КУЭ предусмотрена многоуровневая защита от несанкционированного доступа: механическая и программная защита - установка паролей на счетчики, сервер.

Все кабели, приходящие на счетчик от измерительных трансформаторов и сигнальные кабели от счетчика, кроссируются в пломбируемом отсеке счетчика. Все электронные компоненты сервера установлены в пломбируемом отсеке. При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти.

ПО не оказывает влияния на метрологические характеристики АИИС КУЭ.

В таблице 2 приведены идентификационные данные программного обеспечения

Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения

Технические характеристики

Метрологические и технические характеристики компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Перечень измерительных каналов АИИС КУЭ и их состав

| Канал измерений |                     Средство измерений                      | Ктт | Наименование

Примечание - Допускается замена счетчиков, ТТ, ТН на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 3. Замена оформляется

лист № 7

всего листов 11 актом в установленном на предприятии порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть

В таблице 4 приведены метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ. В качестве относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие доверительной вероятности 0,95.

Таблица 4- Метрологические характеристики АИИС КУЭ

Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов в сутки, с/сут         ± 5

Условия эксплуатации измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ соответствуют требованиям, распространяющихся на них НД:

• трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003, ГОСТ 7746-2001 и ЭД;

• трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-88, ГОСТ 1983-2001 и ЭД;

• счётчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005 и ЭД .

Таблица 5 - Условия эксплуатации АИИС КУЭ

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Для трансформаторов тока:

• среднее время наработки на отказ не менее 300000 ч,

• срок службы, не менее 25 лет

Для трансформаторов напряжения:

• среднее время наработки на отказ не менее 300000 ч,

• срок службы, не менее 25 лет

1 I/In - значение тока нагрузки в % от номинального

2 WP5 %(WQ5) -WP120 %(WQ120 %) - значения активной (реактивной) электроэнергии при I/In от 5 до 120%

Для счётчиков электроэнергии:

• среднее время наработки на отказ не менее 35000 ч,

• среднее время восстановления работоспособности не более 24 ч;

• срок службы, не менее 30 лет

Для сервера:

• коэффициент готовности не менее 0,99,

• среднее время наработки на отказ не менее 35000 ч,

• среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч.

Для СОЕВ:

• коэффициент готовности не менее 0,95,

• среднее время восстановления работоспособности не более 48 ч;

• блок синхронизации срок службы, не менее 25 лет

Для каналообразующей аппаратуры (модемы и т.п.):

• коэффициент готовности не менее 0,95,

• среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч.;

• среднее время наработки па отказ не менее 35000 ч.

Для каналов передачи данных:

• коэффициент готовности не менее 0,95,

• скорость передачи данных 9600 бит/с.

Для блока синхронизации часов реального времени (КСС-11):

• среднее время наработки па отказ не менее 100000 ч,

• среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч;

• срок службы, не менее 25 лет

Надежность системных решений:

• резервирование питания счетчика;

• наличие резервного сервера с резервной базой данных;

• резервирование питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

• резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.

Регистрация событии: в журнале событий счётчика:

• параметрирования;

• пропадания напряжения;

• коррекции времени в счетчике

Регистрация событии: в журнале событий сервера:

• параметрирования;

• пропадания напряжения;

• коррекции времени в сервере.

Контроль полноты и достоверности результатов и состояния средств измерений.

Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• выходных клемм трансформаторов тока и напряжения;

• электросчётчика;

• промежуточных клеммников вторичных цепей;

• сервера

Защита информации на программном уровне:

• результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи)

• установка пароля на счетчик;

• установка пароля на сервере;

Глубина хранения информации:

• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

• сервер - суточные данные о 30-ти приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 3,5 года (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - 3,5 года;

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

Знак утверждения типа

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

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется в соответствии с таблицей 3.

В комплект поставки входит техническая документация: формуляр и методика поверки.

Поверка

осуществляется по документу «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Сбытовая компания Энергоресурс». Методика поверки». Методика разработана и утверждена ГЦИ СИ ФГУ «Воронежский ЦСМ» в 2011 г., входит в комплект документации на систему.

Таблица 6-Основные и вспомогательные СИ, применяемые при поверке АИИС КУЭ

Примечание - Допускается применение других СИ, обладающих требуемыми МХ

Средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 28452003, МИ 2925-2005 и (или) по ГОСТ 8.216-88.

Средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003.

Средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа ПСЧ-4ТМ.05М по методике поверки (ИЛГШ.411152.146 РЭ1), согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»

Сведения о методах измерений

Методика измерений содержится в документе «Методика измерений количества электроэнергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Сбытовая компания Энергоресурс». Методика измерений аттестована ФГУ «Воронежский ЦСМ», свидетельство об аттестации № 28/12-01.00272-2011 от 20.04.2011 г.

Нормативные документы

ГОСТ Р 8.596-2002 "Метрологическое обеспечение измерительных систем".

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

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

ГОСТ Р 52323-2005 Статические счетчики активной энергии классов 0,2s и 0,5s.

ГОСТ Р 52325-2005 Статические счетчики реактивной энергии

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

МИ 2439-97 ГСИ. Метрологические характеристики измерительных систем. Номенклатура. Принципы регламентации, определения и контроля.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.