Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП "Ивгорэлектросеть" по точкам поставки МУП "Энергосбыт"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии МУП «Ивгорэлектросеть» по точкам поставки МУП «Энергосбыт» (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

измерение 30-минутных приращений активной и 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 и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

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

Описание

АИИС КУЭ представляет собой двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (TH) класса точности 0,5 и 0,2 по ГОСТ 1983 и счётчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 класса точности 0,5S по ГОСТ 30206 для активной электроэнергии и класса точности 0,5 по ГОСТ 26035 для реактивной электроэнергии; счётчики активной и реактивной электроэнергии Меркурий 230 классов точности 0,5S по ГОСТ 30206 и 1,0 по ГОСТ 30207 для активной электроэнергии и классов точности 1,0 и 2,0 по ГОСТ 26035 для реактивной электроэнергии и счётчики активной и реактивной электроэнергии ЦЭ6850 классов точности 0,5S по ГОСТ Р 52323 для активной электроэнергии и 1,0 по ГОСТ Р 52425 для реактивной электроэнергии установленные на объектах, указанных в таблице 1 (29 точек измерения).

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер базы данных (Сервер БД) на базе сервера IBM System х3650, каналообразующую аппаратуру, преобразователь интерфейсов RS-485/RS-232, GSM-модем Siemens МС 35 Terminal, систему обеспечения единого времени (СОЕВ), автоматизированные рабочие места (АРМ) персонала и программное обеспечение (ПО) «Пирамида-2000. Сервер».

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронных счетчиков электрической энергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют 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.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков, подключенных по одноканальной проводной линии связи RS-485, через каналообразующую аппаратуру передается на сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, хранение измерительной информации, ее накопление, отображение информации по подключенным к серверу БД устройствам, а также передача информации на АРМ МУП «Ивгорэлектросеть» и в организации-участники оптового рынка электроэнергии.

Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от центрального сервера БД по выделенным каналам связи через интернет-провайдера.

АИИС оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ) включающей в себя устройство синхронизации системного времени УССВ со встроенным приемником сигналов точного времени, передаваемых спутниковой системой GPS, и специализированное программное обеспечение коррекции времени. Время сервера БД сличается с временем УССВ, сличение один раз в час, корректировка осуществляется при расхождении времени ±2 с. Сличение времени счетчиков с временем сервера БД один раз сутки, корректировка времени счетчиков осуществляется при расхождении с временем сервера БД ±2 с. Таким образом, погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 1.

Таблица 1. Метрологические характеристики ИК

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);

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

3. Нормальные условия:

параметры сети: напряжение (0,98 + 1,02) ином; ток (1 +1,2) Ihom, cosip = 0,9 инд.;

температура окружающей среды (20 ± 5) °C.

4. Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9 +1,1) ином; ток (0,05+ 1,2) 1ном; 0,5 инд.<созф<0,8 емк.

допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 70°С, для счетчиков от минус 20 до + 55С; для сервера от +15 до +35 °C;

5. Погрешность в рабочих условиях указана для coscp = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °C до +40 °C;

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206, ГОСТ 30207 и ГОСТ 52323 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035, ГОСТ 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- электросчётчик СЭТ-4ТМ.02, СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 2 ч;

электросчётчик ЦЭ 6850 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 160000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 2 ч;

- электросчётчик Меркурий 230 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 2 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 2 ч.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания Сервера БД с помощью источника бесперебойного питания;

- 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:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал ИВК:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и ИВК;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

- выключение и включение ИВК;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

- электросчетчика, - сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (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);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчики СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.02 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

электросчетчик ЦЭ6850 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 50 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

электросчётчик Меркурий 230 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 85 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

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

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «Ивгорэлектросеть» по точкам поставки МУП «Энергосбыт».

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ МУП «Ивгорэлектросеть» по точкам поставки МУП «Энергосбыт» определяется проектной документацией на систему.

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

Поверка

Поверка проводится в соответствии с документом «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «Ивгорэлектросеть» по точкам поставки МУП «Энергосбыт». Измерительные каналы. Методика поверки», согласованным с ФГУП «ВНИИМС» октябре 2008 года.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;

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

- Счетчик СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03. Методика поверки» ИЛГШ.411152.124 РЭ1;

- Счетчик СЭТ-4ТМ.02 - по методике поверки «Счетчик электрической энергии

многофункциональный СЭТ-4ТМ.02. Методика поверки» ИЛГШ.411152.087 РЭ1;

Счетчик Меркурий 230 - по методике поверки АВЛГ.411152.021 РЭ 1;

- Счетчик ЦЭ6850 - по методике поверки «Счетчики электрической энергии ЦЭ6850. Методика поверки» ИНЕС.411152.034 Д1;

Приемник сигналов точного времени.

Межповерочный интервал - 4 года.

Нормативные документы

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;

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

Заключение

Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «Ивгорэлектросеть» по точкам поставки МУП «Энергосбыт» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственной поверочной схеме.