Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО "Подпорожские электрические сети"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Подпорожские электрические сети» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами ООО «Подпорожские электрические сети», сбора, обработки, хранения полученной информации.

Описание

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

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии;

-    периодический (1 раз в 30 мин, 1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии 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;

-    предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений данных о состоянии средств измерений со стороны организаций-участников розничного рынка электрической энергии;

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

-    диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

-    конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - уровень точек измерения (уровень ТИ):

-    трансформаторы тока (ТТ);

-    трансформаторы напряжения (ТН);

-    счётчики электрической энергии трехфазные многофункциональные;

-    каналообразующая аппаратура;

2-й    уровень - уровень устройства сбора и передачи данных (уровень УСПД):

-    устройство сбора и передачи данных (УСПД);

-    каналообразующая аппаратура;

3-й    уровень - уровень базы данных (уровень БД):

-    сервер баз данных (сервер БД);

-    программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счётчиков электрической энергии трехфазных многофункциональных типа ЕвроАльфа и А1800.

Измерение активной мощности (Р) счетчиком электрической энергии выполняется путём перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (u) и тока (i) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (р) по периоду основной частоты сигналов.

Счетчик производит измерение действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывает полную мощность S = UI.

2 2 0 5

Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q = (S - P ) ’ .

Средние значения активной и реактивной мощностей рассчитываются путем интегрирования текущих значений P и Q на 30-минутных интервалах времени.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по предусмотренным каналам связи поступает на входы УСПД. УСПД осуществляет обработку результатов измерений, в частности расчет расхода активной и реактивной электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение полученной информации и передачу накопленных данных на верхний уровень системы (уровень БД), отображение информации на подключаемых к УСПД устройствах и обеспечение доступа организациям-участникам розничного рынка электрической энергии к накопленной информации по основному или резервному каналам связи: коммутируемым линиям телефонной сети общего пользования или GSM-связи.

Сервер БД осуществляет дальнейшую обработку поступающей информации, долгосрочное хранение данных, отображение накопленной информации, оформление справочных и отчетных документов.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), включающую в себя сервер БД ООО «Подпорожские электрические сети», осуществляющий синхронизацию собственных часов и часов УСПД, счетчиков по эталонным сигналам точного времени, полученным от тайм-серверов ФГУП «ВНИИФТРИ».

Сервер БД осуществляет коррекцию показаний собственных часов, коррекция осуществляется автоматически при расхождении показаний часов от эталона более, чем на ±2 с.

Сервер БД осуществляет коррекцию показаний часов УСПД, коррекция выполняется автоматически при расхождении показаний часов УСПД с часами сервера БД более, чем на ±2 с.

УСПД осуществляет коррекцию показаний часов счетчиков, коррекция осуществляется автоматически при расхождении показаний часов счетчиков с часами УСПД более, чем на ±2 с.

Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков, УСПД и сервера БД.

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

Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.

Примечание:

Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в табл. 1. Допускается замена УСПД на однотипное утвержденного типа. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.

Программное обеспечение

ПО «АльфаЦЕНТР» осуществляет автоматический параллельный опрос счетчиков электрической энергии с использованием различных типов каналов связи и коммуникационного оборудования, расчет электрической энергии с учетом временных зон, нахождение максимумов мощности для каждой временной (тарифной) зоны, представление данных для анализа в табличном и графическом виде.

Идентификационные данные ПО представлены в табл. 2.

Таблица 2

ПО внесено в Госреестр СИ РФ в составе комплекса измерительно-вычислительного для учета электрической энергии ИВК «АльфаЦЕНТР», № 44595-10.

ПО «АльфаЦЕНТР» имеет свидетельство о метрологической аттестации № АПО-001-12 от 31 мая 2012 г., выданное ФГУП «ВНИИМС».

Программное обеспечение имеет уровень защиты «С» в соответствии с МИ 3286-2010.

Отклонение напряжения от номинального, %

Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А

6

110 (ИК 1)

6 (ИК 2 - 6)

±5

600 (ИК 1)

300 (ИК 2 - 4; 6) 40 (ИК 5)

от 1 до 120

0,5 - 1

от минус 30 до 30 (ИК 1)

от минус 5 до 30 (ИК 2 - 6) от 5 до 30 от минус 5 до 30

±5

120000

80000

Диапазон изменения тока в % от номинального значения тока Коэффициент мощности, cos ф

Диапазон рабочих температур для компонентов системы, °С:

- трансформаторов тока, трансформаторов напряжения

-    УСПД

-    счетчиков

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с

Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее:

-    Альфа 1800

-    ЕвроАльфа

Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК (измерение активной и реактивной электрической энергии и мощности), %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ приведены в табл. 3.

Таблица 3

Примечание - В качестве характеристик погрешности указаны пределы относительной погрешности измерений (приписанные характеристики погрешности) при доверительной вероятности 0,95.

Надежность применяемых в системе компонентов:

-    счётчик ЕвроАльфа - среднее время наработки на отказ не менее Т = 80000 ч, средний срок службы 3 0 лет;

-    счётчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, средний срок службы 3 0 лет;

-    трансформаторы тока типа ТЛО-10 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 400000 ч, средний срок службы 25 лет;

-    трансформаторы тока типа TG 145 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 219000 ч, средний срок службы 25 лет;

-    трансформаторы напряжения типа НТМИ-6(10) - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35980 ч, средний срок службы 25 лет;

-    трансформаторы напряжения типа СРВ 123 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 219000 ч, средний срок службы 25 лет;

-    модем для коммутируемых линий STF/D5020i/105 - среднее время наработки на отказ не менее 50000 ч;

-    преобразователь интерфейса ADAM 4520 - среднее время наработки на отказ не менее 150464 ч;

-    УСПД RTU327L - среднее время наработки на отказ не менее 100000 ч. Надежность системных решений:

а)    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники розничного рынка электрической энергии по основному каналу передачи данных по телефонной сети общего пользования или резервному каналу передачи данных по сети стандарта GSM;

б)    регистрация событий:

-    в журнале событий счётчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике;

-    журнал УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в УСПД.

Защищённость применяемых компонентов:

а)    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электрического счётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной колодки;

-    УСПД;

б)    защита информации на программном уровне:

-    установка пароля на счетчик;

-    установка пароля на УСПД;

-    установка пароля на сервер БД.

Глубина хранения информации:

-    счетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток;

-    УСПД - сохранение информации при отключении питания - 3 года;

- сервер БД - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.

Знак утверждения типа

наносится типографским способом на титульный лист эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Подпорожские электрические сети».

Комплектность

Поверка

осуществляется по документу МИ 3000-2006 «Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки». Перечень эталонов, применяемых при поверке:

- средства поверки и вспомогательные устройства, в соответствии с методиками поверки, указанными в описаниях типа на измерительные компоненты АИИС КУЭ, а также приведенные в табл. 2 МИ 3000-2006.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе 58317473.422231.1209-09.МИ «Методика измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности при помощи системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Подпорожские электрические сети». Свидетельство об аттестации МИ № 01.00292.432.00300-2013 от 17 октября 2013 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Подпорожские электрические сети»

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».

3.    МИ 3000-2006 «Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».

Рекомендации к применению

- при осуществление торговли и товарообменных операций.