Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) у промышленных потребителей Московской области (север) ОАО "Мосэнергосбыт"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) у промышленных потребителей Московской области (север) ОАО «Мосэнергосбыт» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной мощности и электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- автоматическое выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, мощности на 30-минутных интервалах;

- 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;

- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

- передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие места (АРМы);

- предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового рынка электроэнергии;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, 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 многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0,5 и 0,5S по ГОСТ 7746-78, ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-77, ГОСТ 1983-2001; счетчики активной и реактивной электрической энергии трехфазные СЕ класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 для активной электроэнергии; 0,5 по ГОСТ Р 52425-2005 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 2.

2-й уровень - 21 устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе УСПД-164-01.

3-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, 2 сервера баз данных (БД) АИИС КУЭ DEPO Storm 1350T для ИК № 20 - 29 и STSS Flagman для всех остальных ИК, устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. 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.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на третий уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов, а также передача накопленных данных. Передача информации осуществляется от сервера базы данных через Интернет-провайдера.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройства синхронизации времени УСВ-1, таймеры УСПД, сервера БД и счетчиков. Время сервера БД синхронизировано с временем УСВ-1, погрешность синхронизации не более ±10 мс. Сличение времени сервера БД с временем УСПД 164-01 осуществляется один раз в 4 часа, и корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и УСПД ±2 с. Для ИК № 1 - 18, 20 - 21, 23 - 27, 30 - 49, 55 - 64 сличение времени счетчиков СЕ с временем УСПД 164-01 осуществляется один раз в 0,5 часа, корректировка времени счетчиков происходит не чаще, чем раз в сутки при расхождении со временем УСПД 164-01 ±2 с. Для ИК № 19, 22, 28 - 29, 50 - 54 сличение времени счетчиков СЕ с временем сервера БД осуществляется один раз в 4 часа, и корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и счетчика ±2 с. Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Программное обеспечение

В системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) у промышленных потребителей Московской области (север) ОАО «Мосэнергосбыт», используется комплекс технических средств для автоматизации контроля и учета электрической энергии и мощности «Энергомера» (КТС «Энергомера»), Госреестр № 19575-08, представляющий собой совокупность технических устройств и программного комплекса в состав которого входит специализированное ПО указанное в таблице 1. КТС «Энергомера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных, передаваемых из УСПД в ИВК, является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами КТС «Энергомера».

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - С (в соответствии с МИ 3286-2010). Метрологические характеристики (МХ) КТС «Энергомера» учтены в метрологических характеристиках ИК системы, таблица 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения (ПО)

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - влияния нет.

Комплекс технических средств для автоматизации контроля и учета электрической энергии и мощности «Энергомера», включающий в себя ПО, внесен в Госреестр под № 1957508.

Технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ у промышленных потребителей Московской области (север) ОАО «Мосэнергосбыт»

Окончание таблицы 2

Примечание

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 - 1,02) UHOM; ток (1,0 - 1,2) Хном, cos9 = 0,9 инд.;

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

4. Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) UHOM; (0,01-1,2)-1НОМ для ИК № 20, 21, 28, 29, 32, 33, 40-47, 50; (0,05-1,2)-1НОМ для остальных ИК; cos9 от 0,5 инд до 0,8 емк ;

- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 70 °С, для счетчиков от минус 40 до + 60 °С; для сервера от + 15 до + 35 °С;

5. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 0,01 'Хном для ИК с порядковым номером 20, 21, 28, 29, 32, 33, 40-47, 50; 0,05ЧНОМ для остальных ИК, cos9 = 0,8 инд, температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С для ИК 3-6, 30-33; от минус 30 до плюс 40 °С для остальных ИК;

6 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-78, ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-77, ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии многофункциональные СЕ по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52325-2005 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 2. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Мосэнергосбыт». Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

8. В составе измерительных каналов, перечисленных в таблице 2, применяются измерительные компоненты утвержденных типов.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- электросчётчик СЕ 303 S31 - параметры надежности: среднее время наработки на отказ

Т = 160000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- УСПД 164-01 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- сервер - параметры надежности: коэффициент готовности Кг = 0,99, среднее время

восстановления работоспособности tв = 30 мин;

- устройство синхронизации времени УСВ-1 - параметры надежности: среднее время наработки на отказ Т = 35000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч.

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии организацию с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике;

- журнал УСПД:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике и УСПД;

пропадание и восстановление связи со счетчиком;

выключение и включение УСПД.

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

электросчётчика;

испытательной коробки;

УСПД;

сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании: электросчетчика, УСПД, сервера.

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя, класс защиты C.

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 мин (функция автоматизирована);

- один раз в сутки (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчик СЕ - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 75 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД 164-01 - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 90 сут (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - 10 лет;

- Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) у промышленных потребителей Московской области (север) ОАО «Мосэнергосбыт».

Комплектность

Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) у промышленных потребителей Московской области (север) ОАО «Мосэнергосбыт» приведена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Окончание таблицы 3

Поверка

осуществляется по документу «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) у промышленных потребителей Московской    области    (север) ОАО «Мосэнергосбыт».     Методика    поверки»

ИНЭС.411711.107.МП, утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июле 2012 года.

Средства поверки - по методикам поверки на измерительные компоненты:

- трансформаторы тока - по ГОСТ 8.217-2003;

- трансформаторы напряжения - по МИ 2925-2005, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

- счетчики СЕ 303 S31 - по методике поверки «Счетчики активной и реактивной электрической энергии трехфазные СЕ 303. Методика поверки. ИНГС.411152.081 Д1»;

- УСПД 164-01 - по методике поверки «Комплекс технических средств КТС «ЭНЕРГОМЕРА» Методика поверки ИНЕС.411734.003 ПМ»;

- устройство синхронизации времени УСВ-1 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП».

Сведения о методах измерений

Метод измерений приведен в паспорте-формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) у промышленных потребителей Московской области (север) ОАО «Мосэнергосбыт», № ИНЭС.411711.107 ПФ.

Нормативные документы

Рекомендации к применению

осуществление торговли и товарообменных операций.