Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО "Первая сбытовая компания" для энергоснабжения ЗАО "ЗНОиМ"

Назначение

Система, автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) предназначена для выполнения следующих операций:

- Проведение измерений активной и реактивной энергии с привязкой по времени;

- Проведение сбора информации о проведенных измерениях и информации, характеризующей состояние средств измерений с объектов измерений и ее хранение в специальной базе данных;

- Проведение синхронизации времени в средствах измерений;

- Проведение расчета учетных показателей по точкам измерений, точкам поставки, сечениям поставки и группам точек поставки с помощью программного обеспечения сервера;

- Предоставление информации внутренним и сторонним пользователям.

Описание

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

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- Измерение 30-минутных приращений активной/реактивной электроэнергии,

- Периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии 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;

- Передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;

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

Методы измерения электроэнергии (мощности)

Измерения электроэнергии выполняется путем интегрирования по времени мощности контролируемого присоединения (объекта учета) при помощи многофункциональных микропроцессорных счетчиков электроэнергии Измерения активной/реактивной мощности (P)/(Q) счетчиком выполняется путём перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (и) и тока (i), интегрирования полученных значений мгновенной мощности (p)/(q) по периоду основной частоты сигналов.

Счетчик производит измерения действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I), рассчитывает полную мощность S = U I. Средние значения активной/реактивной мощности рассчитываются путем интегрирования текущих значений Р и Q на 30-минутных интервалах времени.

Информационные каналы АИИС КУЭ организованы на базе измерительно-вычислительного комплекса (ИВК) Альфа Центр. Результаты измерений электроэнергии (мощности) передаются по каналам связи в цифровом коде по интерфейсам на устройство сбора. Перевод измеренных значений в именованные физические величины осуществляется в (ИВК) Альфа Центр. Альфа Центр отображает данные учета. Коммерческая информация, передаваемая пользователям, отражает 30минутные результаты измерения потребления электроэнергии по точкам учета.

Состав измерительных каналов.

ИИК (информационно-измерительный комплекс);

ИВКЭ (информационно-вычислительный комплекс электроустановки);

УСПД RTU-325 (устройство сбора и передачи данных);

ИВК (информационно-вычислительный комплекс);

Сервер АИИС КУЭ

Структура АИИС КУЭ имеет иерархическую схему и состоит из трех уровней передачи:

1-й уровень - уровень ИИК системы представляет собой совокупность (по количеству точек измерений) информационно-измерительных комплексов точки измерений. Каждый ИИК представляет собой функционально объединенную и территориально локализованную совокупность программно-технических средств измерений электроэнергии по данной точке измерений, в которой формируются и преобразуются сигналы, содержащие количественную информацию об измеряемых величинах, реализуются вычислительный и логические операции, предусмотренные процессом измерений, а также интерфейс доступа к информации по данной точке измерений электроэнергии. ИИК содержит в своем составе:

- Измерительные трансформаторы тока (ТТ) типа ТОЛ-10; ТПЛ-10 по ГОСТ 7746-2001 класс точности (КТ) 0,5

- Измерительные трансформаторы напряжения (TH) типа НАМИТ-10; НТМИ-6 по ГОСТ 19832001 КТ 0,5.

- Многофункциональные микропроцессорные счетчики электроэнергии (счетчики) с цифровыми выходными интерфейсами типа EA05RAL-P3B-3; EA05RL-B-3; A1805RALQ-P4GB-DW-4.

- Вторйчные измерительные цепи.

2-й уровень - уровень ИВКЭ системы представляет собой совокупность функционально объединенных программных и технических средств и предназначен для решения задач сбора информации о результатах измерений и состоянии средств измерений со всех ИИК первого уровня системы, хранения, предварительной обработки собранной информации, а также обеспечения интерфейсов доступа к этой информации. ИВКЭ также осуществляет измерение времени и производит синхронизацию времени счетчиков.

В состав ИВКЭ входят:

- Устройство сбора и передачи данных на базе УСПД RTU-325-E1-512-M3-B4-G, выполняющее функцию сбора, хранения и передачи данных с приборов учета на верхний уровень в совокупности с устройством связи с ИИК;

- Устройство синхронизации системного времени УССВ-35НУ8 выполненного на основе GPS35-HVS - для обеспечения функции единого системного времени. УССВ подключено к УСГЩ RTU-325 по интерфейсу RS-232;

- Каналы связи между УСПД и счетчиками;

- Цепи и устройства питания оборудования.

3-й уровень - уровень ИВК системы представляет собой совокупность функционально объединенных программных, информационных и технических средств и предназначен для решения задач диагностики состояний средств измерений, сбора, обработки и хранения результатов измерений поступающих от уровня ИВКЭ, а также обеспечения интерфейсов доступа к этой информации.

В состав ИВК входят:

- Сервер АИИС КУЭ, устанавливаемый в офисном помещении ООО «Первая сбытовая компания» с установленным системным и прикладным программным обеспечением;

- Система организации питания сервера АИИС КУЭ;

- Канал связи между сервером и УСПД;

- Канал связи с провайдером;

- Локальная вычислительная сеть ЗАО «ЗНОиМ»;

- Персональные компьютеры с установленными рабочими местами (АРМ);

- GSM-модем Siemens MC35i;

Технические средства передачи данных в составе:

- интерфейс RS-485/232 встроенный GSM модем используется для организации обмена данными со счетчиками;

- основной канал связи с ИВК - сотовая связь;

Состав программных средств:

- Операционная система Window Server 2003;

- СУБД ORACLE;

- ПО «Альфа ЦЕНТР»;

- ПО автоматизированное рабочее место (АРМ):

На сервисном компьютере типа Notebook устанавливается следующее программное обеспечение:

- ПО «Альфа ЦЕНТР» (модуль «AC L»);

- Конфигуратор счетчиков Альфа А1800 и ЕвроАльфа ЕА05 (ПО «AlpaPlus W1.8»).

ПО АИИС КУЭ позволяет решать прикладные задачи: сбор информации, графическое представление информации, расход и потребление количества электроэнергии, формирование линий и объектов учета, ведение сводного архива, измерение потребления электроэнергии и мощности за 30-ти минутные интервалы времени, ведение журнала опроса счетчиков, проведение расчета стоимости потребленной электроэнергии с использованием многоставочного тарифа; хранение данных в памяти; поддержка заданного протокола обмена; поддержка аппаратного интерфейса и т.п. Организация системного времени. В АИИС синхронизация времени производится от эталона, в качестве которого выступает GPS. В качестве приемника сигналов используется GPS35-HVS. .

УСПД, с периодом в 1 ч, выполняет коррекцию своих внутренних часов таким образом, чтобы расхождение с часами УССВ было не более ±1 с. От УСПД синхронизируются внутренние часы счетчиков 1 раз в сутки при опросе по интерфейсу RS485. В случае, если расхождение времени счетчиков и УСПД составляет более ±1 с, производится коррекция времени счетчиков. Системное время ИВК синхронизируется со временем УСПД при его опросе 1 раз в 30 мин. Допустимое рассогласование времени составляет ±1 с, при превышении которого производится коррекция времени

В АИИС КУЭ предусмотрена многоуровневая защита от несанкционированного доступа: система паролей в ПО Альфа Центр, пломбирование счетчиков, информационных цепей и т.д.

Технические характеристики

Технические характеристики АИИС КУЭ ООО «Первая сбытовая компания» для энергоснабжения ЗАО «ЗНОиМ» приведены в таблицах 1 и 2, которые содержат перечень измерительных каналов АИИС КУЭ с указанием наименования присоединений, измерительных компонентов и их метрологических характеристик.

В таблице 3 приведены метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ. В качестве относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие

вероятности 0,95.

Таблица 1 - Основные СИ, применяемые в ИК АИИС

Примечание - Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Замена оформляется актом в установленном в ЗАО «ЗНОиМ» г. Белгорода порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 2 Технические характеристики ИК АИИС КУЭ

Таблица 3 - Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения активной электроэнергии (мощности) для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95

Примечание - 1/1п - значение первичного тока в сети в % от номинального

Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов в сутки, с/сутки ±5

Условия эксплуатации измерительных компонентов ИК АИИС:

Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001 и эксплуатационной документации

Трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001 и ЭД

Счётчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 30206-94, ГОСТ 26035-83 и ЭД

Таблица 4-Условия эксплуатации

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов

Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ: трансформаторов напряжения и тока, счетчиков электроэнергии соответствуют техническим требованиям к АИИС КУЭ субъекта ОРЭ.

Надежность применяемых в системе компонентов:

Для УСПД:

• среднее время наработки на отказ не менее 400000 ч,

• срок службы, не менее 30 лет.

Для трансформаторов тока:

• среднее время наработки на отказ не менее 400000 ч,

• срок службы, не менее 25 лет.

Для трансформаторов напряжения:

• среднее время наработки на отказ не менее 4000000 ч,

• срок службы, не менее 25 лет.

Для счетчиков электроэнергии:

• среднее время наработки на отказ не менее 90000 ч,

• среднее время восстановления работоспособности не более 24 ч,

• срок службы, не менее 30 лет.

Для сервера:

• коэффициент готовности не менее 0,99,

• среднее время наработки на отказ не менее 50000 ч,

• среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч, Для СОЕВ:

• среднее время восстановления работоспособности не более 48 ч,

• блок синхронизации срок службы, не менее 24 лет.

Для каналообразующей аппаратуры (модемы и т.п.):

• среднее время наработки на отказ не менее 200000 ч,

• коэффициент готовности не менее 0,95,

• среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч.

Для каналов передачи данных:

• коэффициент готовности не менее 0,95,

• скорость передачи данных 9600 бит/с.

Для VCCB-35HVS:

• среднее время наработки на отказ не менее 50000 ч,

• среднее время восстановления работоспособности не более 0,5 ч,

• срок службы, не менее 24 лет.

Надежность системных решений

• резервирование питания УСПД;

• резервирование каналов связи: на уровне ИИК-ИВК, ИВКЭ-ИВК; информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте;

• мониторинг состояния АИИС КУЭ;

• удалённый доступ;

• возможность съёма информации со счётчика автономным способом

• визуальный контроль информации на счётчике

Регистрация событий

- в журнале событий счётчика:

• параметрирования;

• пропадания напряжения;

• коррекции времени в счетчике (сервере)

- в журнале УСПД:

• параметрирования;

• пропадания напряжения;

• коррекции времени в счетчике.

Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• выходных клемм трансформаторов тока и напряжения;

• электросчётчика;

• промежуточных клеммников вторичных цепей;

• УСПД;

• сервера;

Защита информации на программном уровне:

• результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи)

• установка пароля на счетчик;

• установка пароля на УСПД

• установка пароля на сервере.

Глубина хранения информации

Глубина хранения информации в счетчиках и УСПД не менее 45 суток, на сервере не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему, автоматизированную информационно-измерительную для коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ООО «Первая сбытовая компания» для энергоснабжения ЗАО «ЗНОиМ»

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему (шифр ЭБЦ.425210.011 П2).

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений, методика поверки.

Поверка

Поверку производят в соответствии с документом «Система, автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ ООО «Первая сбытовая компания» для энергоснабжения ЗАО «ЗНОиМ». Методика поверки». Методика разработана и утверждена ГЦИ СИ ФГУ «Воронежский ЦСМ» в 2009 г., входит в комплект документации на систему.

Таблица 4 Основные и вспомогательные СИ, применяемые при поверке АИИС КУЭ