Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Челябинское управление энерготрейдинга" ГПП №47 Периклазового завода

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Челябинское управление энерготрейдинга» ГПП №47 Периклазового завода (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

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

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, средне интервальной мощности;

- периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический

сбор привязанных к единому календарному времени состояния 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, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового рынка электроэнергии;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ 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;

- 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 0,5 и 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики СЭТ-4ТМ.03М класса точности 0,2S по ГОСТ Р 523232005 для активной электроэнергии и 0,5 по ГОСТ Р 52425-2005 для реактивной электроэнергии, указанных в таблице 2 (4 точки измерений);

2 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе контроллера многофункционального ARIS MT700, каналообразующую аппаратуру и технические средства обеспечения электропитания;

3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное

лист № 2 всего листов 6 обеспечение (ПО) «Энергосфера», коммуникационное оборудование, технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура) и технические средства обеспечения электропитания.

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают в счетчик 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.

Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:

- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;

- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

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 проводной линии связи на третий уровень системы (сервер АИИС КУЭ).

На верхнем - третьем уровне системы выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. ИВК обеспечивает автоматизированный сбор и долгосрочное хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений, расчет потерь электроэнергии от точки измерений до точки поставки, вычисление дополнительных параметров, подготовку справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, через сеть интернет в виде сообщений электронной почты.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ уровней ИИК и ИВКЭ организована на базе приёмника точного времени ГЛОНАСС/GPS, встроенного в УСПД. Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Время УСПД синхронизировано с временем приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более ± 1 мс. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 2 с. СОЕВ уровня ИВК организована на базе устройства синхронизации времени типа УСВ-2, которое производит измерение времени и даты  по сигналам спутников глобальной системы

позиционирования (ГЛОНАСС/GPS). Погрешность часов УСВ-2 не более ± 10 мкс. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ, используется комплекс программно-технический измерительный (ПТК) «ЭКОМ», Госреестр № 19542-05, представляющий собой совокупность технических устройств (аппаратной части ПТК) и программного комплекса (ПК) «Энергосфера» в состав которого входит специализированное ПО, идентификационные данные которого указаны в таблице 1. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных, передаваемых из УСПД ИВКЭ в ИВК по интерфейсу Ethernet, является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера».

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - высокий

лист № 3

всего листов 6

(в соответствии с Р 50.2.077-2014). Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - нет.

Таблица 1- Идентификационные данные программного обеспечения

Технические характеристики

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Примечания:

1) характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и сред

ней мощности (получасовая);

2) в качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интер

вала, соответствующие вероятности 0,95;

3) нормальные условия:

- параметры сети: напряжение: от 0,98 Uhom до 1,02 Uhom; ток: от 1,0 1ном до 1,2 Ihom, cos9 = 0,9 инд.;

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

4) рабочие условия:

лист № 4 всего листов 6 - параметры сети: напряжение: от 0,9 Uhom до 1,1 Uhom; ток: от 0,05 1ном до 1,2 1ном для точки измерений № 1; от 0,02 Ihom до 1,2 Ihom для точек измерений №№ 2, 4; от 0,01 Ihom до 1,2 Ihom для точки измерений № 3;

- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70 °С, для счетчиков от минус 40 до плюс 60 °С; для УСПД от минус 20 до плюс 50 °С; для сервера от 15 до 35 °С;

5) погрешность в рабочих условиях указана 0,05-Ihom для точки измерений № 1; 0,02 Ihom для точек измерений №№ 2, 4; 0,01 Ihom для точки измерений № 3; cos9 = 0,8 инд.; температура окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до плюс 30 °С для точек измерений №№ 1, 2, 4; от 0 до плюс 40 °С для точки измерений №3.

6) допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть;

7) в составе измерительных каналов, перечисленных в таблице 2, применяются измерительные компоненты утвержденных типов.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- электросчётчик- среднее время наработки на отказ Т=165000 ч, среднее время

восстановления работоспособности 0в) не более 2 ч;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 88000 ч, среднее время

восстановления работоспособности 0в) не более 2ч;

- сервер коэффициент готовности - 0,999, среднее время восстановления работо

способности не более tв = 1 ч, среднее время наработки на отказ не менее Т = 160165 ч.

Надежность системных решений:

- 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:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени.

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера.

Защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:

- электросчетчика;

- УСПД;

- сервера.

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 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях

не менее 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотреб

ления (выработки) по каждому каналу и электропотребления (выработки) за месяц по каждому каналу и по группам измерительных каналов не менее 60 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

- сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -

не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ указана в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений, а также методика поверки «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Челябинское управление энерготрейдинга» ГПП №47 Периклазового завода. Измерительные каналы. Методика поверки».

Поверка

осуществляется по документу МП 61482-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Челябинское управление энерготрейдинга» ГПП №47 Периклазового завода. Измерительные каналы. Методика поверки» утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июле 2015г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- трансформаторы тока - по ГОСТ 8.217-2003;

- трансформаторы напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

- счетчики СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии

многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть

лист № 6

всего листов 6

2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;

- контроллеры многофункциональные ARIS MT700 - по документу ПБКМ.424359.003 МП «Контроллеры многофункциональные ARIS MT700. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2012г;

- радиочасы МИР РЧ-01 регистрационный № 27008-04.

Сведения о методах измерений

Метод измерений приведен в формуляре 55181848.422222.240.2 ФО на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Челябинское управление энерготрейдинга» ГПП №47 Периклазового завода.

Нормативные документы

ГОСТ 1983-2001

ГОСТ 7746-2001

ГОСТ 34.601-90

ГОСТ 22261-94

ГОСТ Р 8.596-2002

«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

«Трансформаторы тока. Общие технические условия».

«Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания». Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.