Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО "Мосгорэнерго" на объекте ООО "Энерготраст", 50040-12

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Энерготраст» (далее -АИИС КУЭ), предназначена для измерения электроэнергии (мощности), потребляемой ОАО «Мосгорэнерго» (г. Москва), а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) и другими внешними пользователями. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

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

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

•    измерение 30-минутных приращений активной 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 (внешние пользователи) результатов измерений;

•    предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей);

•    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).

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, 2х-уровневую систему.

АИИС КУЭ установлена для коммерческого учета электрической энергии в ОАО «Мосгорэнерго»

-    1-й уровень информационно-измерительные комплексы точек измерений (ИИК

ТИ);

-    2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК).

ИИК ТИ уровень включает в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 77462001, счетчики активной и реактивной электроэнергии типа ПСЧ-4ТМ.05 иМеркурий 230 ART-00 PQRSIN по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии) и по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии); вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных. Состав 1-го уровня приведен в таблице 2.

(ИВК) включает в себя сервер базы данных (далее - сервер БД) типа HP ProLiant ML370 G5; 6 сотовых модема стандарта GSM 900/1800 Siemens MC35, систему обеспечения

лист № 2 всего листов 10

единого времени (далее - СОЕВ) на базе устройство синхронизации времени УСВ-1, программное обеспечение ПО Альфа Центр Многопользовательская версия, коммуникационное оборудование для обмена данными со счетчиками (интерфейс RS-485/RS-232, GSM-модемы Siemens MC-35i), устройство бесперебойного питания сервера (UPS);

Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ включают в себя 1-й и 2-й уровни АИИС КУЭ.

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. В счетчике 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 с помощью проводных линий связи поступает на сервер БД. Информация в сервере БД формируется в архивы и записывается на жесткий диск. Оба сервера подключаются к коммуникатору сети Ethernet. На верхнем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации времени УСВ-1, установленного на уровне ИВК. УСВ-1 включает в себя GPS - приемник, принимающий сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Часы сервера АИИС КУЭ синхронизированы со временем GPS - приемника, корректировка часов севера АИИС КУЭ выполняется при расхождении часов сервера и GPS - приемника на ±1 с. Сверка показаний часов счетчиков АИИС КУЭ с часами сервера происходит при каждом опросе, при расхождении часов счетчиков с часами сервера на ±2 с выполняется их корректировка, но не чаще чем раз в сутки. Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.

Организация защиты от несанкционированного доступа: в АИИС КУЭ предусмотрена многоуровневая защита от несанкционированного доступа: система паролей в ПО, пломбирование счетчиков и информационных цепей.

Организация защиты от несанкционированного доступа: в АИИС КУЭ предусмотрена многоуровневая защита от несанкционированного доступа: система паролей в ПО, пломбирование счетчиков и информационных цепей.

Программное обеспечение

В состав прикладного программного обеспечения (ПО) сервера БД АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ЗАО «Калужский сельскохозяйственный центр» входит многопользовательский программный комплекс «Альфа ЦЕНТР» с возможностью опроса до 5000 (пяти тысяч) точек счетчиков электрической энергии.

ПО «Альфа ЦЕНТР» базируется на принципах клиент-серверной архитектуры и обеспечивает соблюдение принципов взаимодействия открытых систем. В качестве СУБД используется ORACLE Personal Edition 11. В ПО предусмотрено разграничение доступа к функциям для различных категорий пользователей, а также фиксации действий персонала в системном журнале.

лист № 3 всего листов 10

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ПО «Альфа ЦЕНТР» и определяются классом применяемых электросчетчиков и трансформаторов.

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии в ПО «Альфа ЦЕНТР», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.

Идентификационные данные программного обеспечения, установленного АИИС КУЭ приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

В соответствии с МИ 3286-2010 установлен уровень «С» защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов (ИК) приведен в табл. 2. Значение характеристик погрешности АИИС КУЭ в рабочих условиях приведены в таблицах 3,4. Основные технические характеристики АИИС КУЭ приведены в табл. 5.

Характеристики погрешностей ИК при измерении активной электроэнергии

Таблица 4

Характеристики погрешностей ИК при измерении реактивной электроэнергии

Примечания к таблицам 3 и 4:

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

2    Нормальные условия:

параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) ином; ток (0,05 - 1,2) 1ном, cosj = 0,9 инд; температура окружающей среды (20 ± 5)°С.

3    Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,95 - 1,05) ином; ток (0,05 - 1,2) 1ном при трансформаторе тока с классом точности 0,5, cosj = 0,8 инд.;

допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70° С, для счетчиков от минус 40 до плюс 70°С; для сервера от плюс 10 до плюс 40°С;

4    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, многофункциональные счетчики типа Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN и ПСЧ-4ТМ.05 активной и реактивной энергии класса точности 0,5S/1,0 в соответствии с ГОСТ 52323-2005 при измерении активной электроэнергии, ГОСТ 26035-83 при измерении реактивной электроэнергии;

5    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном в ОАО "Мосгорэнерго" порядке.

Надежность применяемых в системе компонентов:

лист № 8 всего листов 10

-    электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Тср = 120 000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более tB = 2 ч;

-    Трансформатор тока - среднее время наработки на отказ не менее Тср = 400 000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более tB = 2 ч;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Тср = 15843 ч, среднее время восстановления работоспособности не более tB = 2 ч;

Надежность системных решений:

•    резервирование питания с помощью устройства АВР;

•    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации - участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи;

Регистрация событий: в журнале счётчика:

-    параметрирование;

-    пропадания напряжения;

-    коррекция времени;

•    журнал ИВК:

-    параметрирование;

-    попытка не санкционируемого доступа;

-    коррекция времени;

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:

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

-    установка пароля на счётчик;

-    установка пароля на сервер;

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).

Г лубина хранения информации:

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 2730 часов.

Сервер баз данных обеспечивает хранение результатов измерений, состояний средств измерений на срок не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Поверка

осуществляется в соответствии с документом КПНГ.411713.122 МП Методика поверки Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Энерготраст», утверждённым ГЦИ СИ ООО "ИЦ "Энерготестконтроль" 02.04.2012 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

1)    Средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;

2)    Средства поверки счётчиков электрической энергии в соответствии с утвержденным документом "Счётчики электрической энергии трёхфазные статические Меркурий 230. Методика поверки АВЛГ.411152.021 МП";

3)    Переносной компьютер с ПО "Конфигуратор Меркурий 230" и оптическим преобразователем для работы со счетчиками системы;

4)    средства поверки счетчиков электрической энергии многофункциональных ПСЧ-4ТМ.05М.17, согласно методики поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1;

5)    Средства поверки УСВ-1 в соответствии с утвержденным документом "Устройства синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 237.00.001 И1", утверждённым ФГУП "ВНИИФТРИ" 12.05.2010 г. оборудование для поверки УСВ-1 в соответствии с методикой поверки (ВЛСТ 221.00.000 МП), утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2004 году;

6)    Радиоприемник станций радиовещания, принимающий сигналы службы точного времени.

Сведения о методах измерений

Методы измерений, которые используются в АИИС КУЭ приведены в документе КПНГ.411713.122 МИ - Методика (метод) измерений электроэнергии Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ООО «Энерготраст»;

Методика (метод) измерений - КПНГ.411713.122 МИ аттестована ГЦИ СИ - ООО "Испытательный центр "Энерготестконтроль" по ГОСТ Р 8.563-2009 .Свидетельство об аттестации № 77/01.00066-2010/2012 от 30.03.2012 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ:

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)    ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия;

4)    ГОСТ 1983-2001.Трансформаторы напряжения, Общие технические условия;

5)    ГОСТ Р 52323-2005. (мЭК 62053-22:2003) "Аппаратура для измерений электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статистические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S";

6)    ГОСТ Р 52425-2005. (МЭК 62053-23:2003) "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии".

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.