Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Евдаковский МЖК"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Евдаковский МЖК» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

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

Измерительно-информационные каналы АИИС КУЭ состоят из трех уровней:

Первый уровень - измерительно-информационный комплекс включает в себя измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту Сч и/или счетчики) и вторичные измерительные цепи.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по тексту - ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-327LV (Госреестр № 41907-09, заводской номер 010007) и каналообразующую аппаратуру.

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК), включающий в себя сервер БД miniPC, выполняющий функцию консолидации информации по точкам учета, организации информационного обмена между уровнями системы, синхронизации времени, передачу информации.

АИИС КУЭ обеспечивает:

- автоматическое выполнение измерений величин активной и реактивной электроэнергии (прямого и обратного направления) с заданной дискретностью (30 мин.);

- сбор и передачу журналов событий счетчиков в базу данных ИВК;

- автоматическое выполнение измерений времени и ведение единого времени в составе СОЕВ АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);

- периодический (не реже 1 раза в сутки) и (или) по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений (приращений электроэнергии прямого и обратного направления) с заданной дискретностью (30 мин.);

- хранение в базе данных АИИС КУЭ не менее 3,5 лет результатов измерений, информации о состоянии средств измерений («Журналов событий»);

- обработку, формирование и передачу результатов измерений в ХМЬ-формате по электронной почте (с электронной подписью);

- обеспечение    защиты    оборудования,     программного    обеспечения    от

н есанкционированного доступа на физическом и программном уровне;

- обеспечение по запросу коммерческого оператора дистанционного доступа к результатам измерений, данным журналов событий на всех уровнях АИИС КУЭ;

- обеспечение диагностики и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- обеспечение конфигурирования и настройки параметров АИИС КУЭ;

- автоматическую регистрацию событий, сопровождающих процессы измерения, в «Журнале событий» на уровне измерительно-информационного комплекса;

- предоставление доступа к измеренным значениям и «Журналам событий» со стороны ИВК;

- возможность масштабирования долей именованных величин количества электроэнергии;

- расчеты потерь электроэнергии от точки измерений до точки поставки;

- автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов связи, восстановления питания.

Принцип действия:

Первичные фазные токи и напряжения преобразовываются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронных счетчиков. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорных счетчиках вычисляются мгновенные значения активной, реактивной, полной мощности и интегрированные по времени значения активной и реактивной энергии. УСПД автоматически не реже одного раза в сутки и/или по запросу проводит сбор результатов измерений и информации о состоянии средств измерений со счетчиков.

Передача цифрового сигнала с выходов счетчиков на входы УСПД осуществляется по интерфейсу RS-485 с последующим преобразованием в формат Ethernet (счетчик -каналообразующая аппаратура - УСПД), либо по каналу сотовой связи (через GSM-модемы) с последующим преобразованием в формат пакетных данных посредством сотовой GSM связи (счетчик - GSM модемы - УСПД).

УСПД поддерживает работу с выбранными для учета электроэнергии многофункциональными счетчиками электроэнергии, осуществляет сбор данных по измерению количества электроэнергии и данных журналов событий счетчика, производит коррекцию времени в системе.

Сервер БД осуществляет сбор результатов измерений с заданной цикличностью с уровня ИВКЭ и хранит результаты измерений и состояний средств измерений (журналы событий счетчиков и УСПД), производит обработку информации и проводит необходимые расчеты, формирует отчетные формы, обеспечивает доступ к этой информации по локальной вычислительной сети (ЛВС) со стороны автоматизированных рабочих мест (АРМ).

Передача информации в сбытовую организацию и/или заинтересованным субъектам происходит по сети Internet (сервер БД - каналообразующая аппаратура - сбытовая организация/заинтересованные субъекты).

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации системного времени УССВ-16 HVS, включающее в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени и обеспечивает синхронизацию времени на всех уровнях АИИС КУЭ. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.

Сличение шкалы времени УСПД и шкалы времени устройства синхронизации системного времени происходит 1 раз в 30 минут. Ход часов УСПД не превышает ±1 с/сут. Не реже чем 1 раз в сутки осуществляется сличение шкалы времени между счетчиками и УСПД. Коррекция времени счётчика со стороны УСПД осуществляется при обнаружении рассогласования более чем на ±2 с.

Сличение шкалы времени между сервером БД и УСПД осуществляется не реже, чем 1 раз в сутки. Коррекция времени сервера БД со стороны УСПД осуществляется при обнаружении рассогласования более чем на ±2 с.

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Программное обеспечение

В состав программного обеспечения (далее по тексту - ПО) АИИС КУЭ входит ПО счетчиков, сервера и АРМ на основе специализированного программного пакета - ПО «АльфаЦЕНТР».

Метрологически значимой частью специализированного ПО АИИС является библиотека ac_metrology.dll. Данная библиотека выполняет функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов учёта, и является неотъемлемой частью АИИС.

Идентификационные данные файла ac_metrology.dll приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Границы интервала допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков и измерительных трансформаторов.

ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений «высокий» по Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав измерительно-информационных комплексов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Метрологические характеристики АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации приведены в таблице 3.

Таблица 2 - Состав первого уровня измерительно-информационных каналов АИИС КУЭ

Таблица 3 - Метрологические характеристики измерительно-информационных каналов АИИС КУЭ

Примечания:

1 Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для созф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для cos9<1,0 нормируется от 12%.

2 Характеристики относительной погрешности измерительно-информационных каналов даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

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

4 Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

- частота от 49 Гц до 51 Гц;

- напряжение от 0,98^Uhom до 1,02^Uhom;

- сила тока от 1ном до 1,2^Ihom;

- температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.

5 Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

- напряжение питающей сети 0,9^Uhom до 1,1-Uhom;

- частота от 49 Гц до 51 Гц;

- сила тока от 0,0Ь1ном до 1,2^1ном для измерительно-информационных каналов № 1; 2; 3; 4

температура окружающей среды:

- для счетчиков от плюс 10 до плюс 35 °С;

- для трансформаторов тока по, ГОСТ 7746;

- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983.

6 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983 счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ Р 52322-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков и прочих средств измерений на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у средств измерения, используемых в составе данной АИИС КУЭ. Допускается замена компонентов системы на однотипные с техническими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 4. Замена оформляется актом в установленном в ПАО «Евдаковский МЖК» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- счетчики электрической энергии статические трехфазные ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее 140 000 часов;

- счетчики электрической энергии статические трехфазные ПСЧ-4ТМ.05МК - среднее время наработки на отказ не менее 165 000 часов;

- УССВ - среднее время наработки на отказ не менее 44000 часов;

- УСПД (ИВКЭ) - среднее время наработки на отказ не менее 240000 часов;

- Сервер БД (ИВК) - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

- для счетчика Тв < 168 часов;

- для сервера БД Тв < 1 часа;

- для УСПД Тв < 24 часа;

- для УССВ Тв < 168 часов.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;

- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, сервере;

- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

- защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчиков следующих событий:

- фактов параметрирования счетчиков электрической энергии;

- фактов пропадания напряжения;

- фактов коррекции шкалы времени.

Возможность коррекции шкалы времени в:

- счетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- сервере БД (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- счетчики электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК (Госреестр № 46634-11) -тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113 суток; средний срок службы 30 лет;

- счетчики электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М (Госреестр № 36355-07) -тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113 суток; средний срок службы 30 лет;

- УСПД - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства

и змерений - не менее 45 суток;

-    Сервер БД - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства

измерений - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу РТ-МП-3468-550-2016 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Евдаковский МЖК». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 25.08.2016 г.

Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.

Основные средства поверки:

- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

- для трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003 и/или по ГОСТ 8.216-2011;

- для счётчиков электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М (Госреестр № 36355-07) - поверка счетчиков проводится в соответствии с методикой поверки ИЛГШ411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;

- для счётчиков электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК (Госреестр № 46634-11) -осуществляется по документу «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, утвержденному руководителем            ГЦИ СИ ФГУ

«Нижегородский Ц С М «21» марта 2011 г.;

- для УСПД RTU-327LV - по документу ДЯИМ.466215.007 МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-327. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений количества электроэнергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО ПАО «Евдаковский МЖК».

Нормативные документы

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

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

3 ГОСТ   34.601-90 Информационная технология.   Комплекс стандартов на

автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.