Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО "Петербургский энергетик"

Назначение

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

Описание

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

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;

- 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 доступа к результатам измерений, данным 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 пломб, паролей и т.п.);

- диагностика и мониторинг 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 - информационно-измерительный комплекс точек измерения, включающий:

- измерительные трансформаторы тока (ТТ);

- измерительные трансформаторы напряжения (ТН);

— вторичные измерительные цепи;

- счетчики электрической энергии.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс, включающий:

- автоматизированное рабочее место (АРМ) сервера сбора данных ООО «Петербургский энергетик» (далее - сервер БД);

- технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура).

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Счетчик производит измерение действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывает полную мощность S = U-I.

Измерение активной мощности счетчиком выполняется путем перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (U) и тока (I) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (P) по периоду основной частоты сигналов.

Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q = (S2 - P2)0,5.

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 проводным линиям поступает на верхний уровень системы.

На верхнем - втором уровне системы выполняется последующее формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Передача результатов измерений и данных о состоянии средств измерений внешним организациям осуществляется по основному каналу телефонной сети общего пользования и по резервному каналу GSM связи.

Коррекция показаний часов счетчиков производится от часов сервера БД ОАО «Петербургская сбытовая компания» в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов сервера БД и часов счетчиков АИИС КУЭ ООО «Петербургский энергетик» превосходит ±2 с.

Журнал событий счетчиков электрической энергии отражает время (дата, часы, минуты) коррекции часов в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.

Таблица 1

Примечание:

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

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».

Экспертиза ПО проведена ФБУ «Тест-С.-Петербург» на соответствие требованиям нормативной документации.

Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» в соответствии с Р 50.2.077-2014 - «Высокий».

Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР» приведены в табл. 2.

Таблица 2

Технические характеристики

Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета      3

Номинальное напряжение на вводах системы, кВ                   0,4; 6

Отклонение напряжения от номинального, %                      ±5

Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А                                                         100 (ИК 3)

400 (ИК 1 - 2)

Диапазон изменения тока в % от номинального значения тока       от 1 до 120

Коэффициент мощности, cos ф                                    от 0,5 до 1

Диапазон рабочих температур для компонентов системы, °С: - трансформаторов тока, напряжения, счетчиков                    от 5 до 35

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с                                          ±5

Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее                   120000

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

Таблица 3

Надежность применяемых в системе компонентов:

- счётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, средний срок службы 30 лет;

- трансформаторы тока типа ТПЛ-10-М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 4000000 ч, средний срок службы 30 лет;

- трансформаторы тока типа Т-0,66 М У3 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 219000 ч, средний срок службы 25 лет;

- трансформаторы напряжения типа ЗНОЛ.06-6У3 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 4000000 ч, средний срок службы 30 лет.

Надежность системных решений:

- резервирование каналов связи: для передачи информации внешним организациям организованы два независимых канала связи;

- регистрация в журналах событий счетчиков времени и даты:

- попыток несанкционированного доступа;

- связи со счетчиком, приведших к каким-либо изменениям данных;

- коррекции текущих значений времени и даты;

- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

- перерывов питания;

- самодиагностики (с записью результатов).

Защищённость применяемых компонентов:

а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счетчиков электрической энергии;

- клемм вторичных обмоток трансформаторов тока и напряжения;

- промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;

- испытательных клеммных коробок;

б) защита информации на программном уровне:

- установка паролей на счетчиках электрической энергии;

- установка пароля на сервере БД.

Глубина хранения информации:

- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; сохранность данных в памяти при отключении питания - 30 лет;

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

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Петербургский энергетик».

Комплектность

1. Трансформатор тока ТПЛ-10-М-У2                        - 6 шт.

2. Трансформатор тока Т-0,66 М У3                         - 3 шт.

3. Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-6-У3                - 6 шт.

4. Счетчик электрической энергии АЛЬФА А1805            - 3 шт.

5. Сотовый модем Siemens MC-35iT                         - 1 шт.

6. Многоканальное устройство связи МУС                   - 1 шт.

7. АРМ Сервера БД                                       - 1 шт.

8. Программное обеспечение «АльфаЦЕНТР»               - 1 шт.

9. Методика измерений 57/02-12-МИ                         - 1 шт.

10. Паспорт                                                    - 1 шт.

Поверка

осуществляется по МИ 3000-2006 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная 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

Измерения производятся в соответствии с документом 57/02-12-МИ «Методика измерений электрической энергии с помощью системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Петербургский энергетик». Свидетельство об аттестации № 01.00292.432.000324-2014 от 07.05.2014 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».

3. МИ 3000-2006 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».

Рекомендации к применению

- при осуществлении учета количества энергетических ресурсов.