Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии котельных ООО "ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии котельных ООО «ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, измерений времени в координированной шкале времени UTC.

Описание

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

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин.);

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

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

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1 -й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5S и 0,5; измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5; счётчики типа Альфа А1800 класса точности 0,5S для активной электроэнергии и 1,0 для реактивной электроэнергии.

2 -й уровень - устройство сбора и передачи данных (УСПД) «RTU-325».

3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (ПО) и устройство синхронизации системного времени УССВ.

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 электроэнергии мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика электроэнергии вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним значениям активной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. 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 усреднения 30 мин.

Цифровые сигналы с выходов счетчиков электроэнергии измерительных каналов (ИК) 1-14 поступают непосредственно на сервер БД АИИС КУЭ с применением GSM-роутеров.

Цифровые сигналы с выходов счетчиков электроэнергии ИК 15-26 по проводным линиям связи (RS-485) поступают на входы УСПД, с помощью которых осуществляется хранение и передача результатов измерений с помощью GSM-роутеров на сервер БД АИИС КУЭ. Для этого используется зашифрованный канал телефонной сети существующей сотовой связи стандарта GSM.

На верхнем - третьем уровне АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка результатов измерений, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Передача информации в ОАО «АТС» и в организации - участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД АИИС КУЭ по каналу связи через интернет-провайдера с использованием средств электронной цифровой подписи.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени на основе устройства синхронизации системного времени УССВ-16HVS, установленного на 3-м уровне - уровне ИВК. УССВ осуществляет прием сигналов точного времени и введение поправки часов сервера БД АИИС КУЭ при рассогласовании шкалы времени сервера БД АИИС КУЭ и шкалы времени UTC, большем ± 1 с. Введение поправки часов УСПД производится сервером БД АИИС КУЭ автоматически один раз в 30 минут при рассогласовании шкал времени, большем ± 2 с. Введение поправки часов счетчиков ИК 15-26 осуществляет УСПД один раз в 30 минут при рассогласовании шкал времени, большем ±2 с. Введение поправки часов счетчиков ИК 1-14 производится непосредственно сервером БД АИИС КУЭ один раз в 30 минут при рассогласовании шкал времени, большем ±2 с.

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

Механическая защита от несанкционированного доступа обеспечивается пломбированием:

- электросчетчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера БД.

Защита информации на программном уровне обеспечивается:

- установкой пароля на счетчик;

- установкой пароля на УСПД;

- установкой паролей на сервер, предусматривающих разграничение прав доступа к результатам измерений для различных групп пользователей;

- возможностью применения электронной цифровой подписи при передаче результатов измерений.

Программное обеспечение

Функции программного обеспечения (метрологически не значимой части):

- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор результатов измерений с заданной дискретностью учета (30 минут);

- автоматическая регистрация событий в «Журнале событий»;

- автоматическое получение отчетов, формирование макетов согласно требованиям получателей информации, предоставление результатов измерений и расчетов в виде таблиц, графиков с возможностью получения печатной копии;

- возможность использования средств электронной цифровой подписи для передачи результатов измерений в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ (КО));

- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к данным;

- сбор недостающих данных после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;

- возможность передачи результатов измерений в ОАО «АТС» и другим субъектам оптового рынка электроэнергии, заинтересованным в получении результатов измерений;

- автоматический сбор данных о состоянии средств измерений;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на программном уровне (установка паролей и т.д.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ.

Функции программного обеспечения (метрологически значимой части):

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений в специализированной базе данных;

- обработка результатов измерений в соответствии с параметрированием УСПД;

- автоматическая синхронизация времени.

Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - влияния нет.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики.

3 уровень - ИВК, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер БД АИИС КУЭ,

АРМ, ПО и УССВ

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой);

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

3. Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) ином; ток (1 - 1,2) 1ном, cost = 0,9 инд.;

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

4. Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) ином; ток (0,02 - 1,2) 1ном;

- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до +70°С, для счетчиков типа Альфа А1800 от минус 40 до +65°С; для УСПД «RTU-325» от 0 до +70°С.

5. Погрешность в рабочих условиях указана для 1=0,021ном, cost = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 5 до +35°С (в помещении) и от 0 до +40°С (на улице).

6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчика на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.

Пределы допускаемой поправки часов относительно координированной шкалы времени UTC                                                                             ± 5 с.

Надежность применяемых в системе компонентов:

• счётчик электроэнергии - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

• УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 24 ч;

• сервер - коэффициент готовности Кг = 0,99, среднее время наработки на отказ не менее Т = 146 116 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 ч.

Надежность системных решений:

• резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

• резервирование питания сервера с помощью источника бесперебойного питания.

Глубина хранения информации:

• счетчик электроэнергии - глубина хранения данных графиков нагрузки для одного канала с интервалом 30 минут, не менее 1200 дней; при отключении питания - не менее 30 лет;

• УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому ИК - не менее 45 суток (функция автоматическая); при отключении питания - не менее 5 лет.

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

3нак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) котельных ООО «ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго».

Комплектность

Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии котельных ООО «ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго» приведена в разделе 4 паспорта-формуляра «АИИС КУЭ районных котельных 1, 2, 3, 4 и центральной котельной ООО «ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго». Паспорт-формуляр. ТХНС 31066.00-ФО».

Поверка

осуществляется по документу МП 52786-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии котельных ООО «ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Пензенский ЦСМ» 25 января 2013 г.

Рекомендуемые средства поверки:

- мультиметры Ресурс-ПЭ - 2 шт.;

- радиочасы РЧ-011/2.

Сведения о методах измерений

Методика измерений электрической энергии приведена в документе «ГСИ. Методика измерений количества электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии котельных ООО «ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго». Свидетельство об аттестации № 01.00230 / 1 - 2013 от 14 января 2013 г.

Нормативные документы

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

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

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.