Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Энергосбыт-Центр", 51777-12

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Энергосбыт-Центр» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения электроэнергии (мощности), отпускаемой потребителям ООО «Энергосбыт-Центр» г. Липецк, а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), ОАО «АТС», «СО-ЦДУ «ЕЭС» и др. (далее - внешние пользователи).

Описание

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

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

•    измерение 30-минутных приращений активной (реактивной) электроэнергии (мощности);

•    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).

Метод измерения электроэнергии (мощности). Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электроэнергии. 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.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности вычисляется для интервалов времени 30 мин. (Умножение на коэффициенты трансформации осуществляется в сервере).

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводной связи поступает по коммутируемому каналу связи GSM на вход сервера опроса и сервера баз данных (IBM PC совместимый компьютер), где осуществляется автоматизированный сбор, обработка (вычисление электроэнергии и мощности), накопление, формирование и хранение, оформление справочных и отчетных документов, отображение результатов измерений и передача накопленных данных по каналам связи (основной - On Line Internet канал; резервный - GSM) вышестоящим и внешним пользователям (ОАО «АТС», СО-СДУ ЕЭС и др.). Коммерческая информация, передаваемая внешним пользователям, отражает 30-минутные результаты измерения потребления электроэнергии по точке учета. Передача информации реализована с использованием электронных документов в виде макета 80020 в формате XML.

АИИС КУЭ состоит из 2 уровней

1-й уровень - 19 измерительно-информационных точек учета (ИИК ТУ) в составе:

•    измерительные трансформаторы тока (ТТ) типа ТПОЛ-10, ТВК-10, ТОЛ-10 класса точности 0,5, ТОЛ-10-1 класса точности 0,2S по ГОСТ 7746-2001;

•    измерительные трансформаторы напряжения (ТН) типа НТМИ-10-66, НТМИ-6, НТМИ-6-66, НАМИ-10-95УХЛ2, ЗНОЛ.06-10УЗ, НАМИТ-10-2УХЛ2 класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001;

•    счетчики электроэнергии (счетчики) многофункциональные микропроцессорные с цифровыми выходными интерфейсами и оптическим портом по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005 (реактивная энергия) типа СЭТ-4ТМ.03М.01 и СЭТ-4ТМ.03.01 класса точности

0,5S/1,0 и СЭТ-4ТМ.03М класса точности 0,2S/0,5;

•    вторичные цепи;

•    технические средства СОЕВ - блоки синхронизации и связи КСС-11 в комплекте с GPS приемником BR-355;

•    каналы связи со 2 уровнем - GSM коммутируемый канал.

2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс с функциями комплекса электроустановки (ИВК с функциями ИВКЭ) в составе:

•    сервер, реализованный на основе промышленного компьютера с IBM PC - совместимой платформой в серверном исполнении;

•    технические средства приёма-передачи данных - модем (GSM);

•    технические средства СОЕВ - GPS приемник BR-355

•    каналы связи между ИВК и внешними пользователями - основной (выделенный канал свя

зи до сети провайдера Интернет) и резервный (канал связи GSM);

•    источник бесперебойного питания (APS Smart-UPS SUA1000I USB).

•    технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа;

•    АРМ диспетчера, пользователей (1 экз).

ИИК ТУ, ИВК с функциями ИВКЭ и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ

Программное обеспечение

- Специализированное ПО «Энфорс АСКУЭ» и ПО «Энфорс Энергия 2+» Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Программное обеспечение имеет уровень защиты С от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010.

Система обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ состоит из блоков синхронизации времени счетчиков КСС-11 в комплекте с GPS приемником BR-355, установленных на каждом энергообъекте, а также GPS приемника BR-355, установленного на сервере АИИС КУЭ. Блок КСС-11 предназначен для согласования работы интерфейсов RS-232C; RS-485 и преобразования сигнала со спутникового приемника в протокол широковещательного запроса на синхронизацию времени счетчиков.

Блок КСС-11 производит коррекцию времени счетчиков 1 раз в сутки с точностью ±2 с/сут. Условием корректировки времени в счетчиках служит прием блоком КСС-11 сигналов точного времени со спутниковой антенны GPS и отсутствие признака корректировки времени в счетчиках в течение текущих суток.

Коррекция времени в ИВК с функциями ИВКЭ (сервере) производится 1 раз в сутки от GPS приемника с точностью ±2 с/сут. От таймера сервера в автоматическом режиме производится периодическая подстройка таймеров АРМ АИИС КУЭ.

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

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

Технические характеристики

Технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 2, которая содержит перечень ИК АИИС КУЭ, наименования объекта учета и присоединения, вид СИ в составе ИК, метрологические и технические характеристики СИ.

В таблицах 3 и 4 приведены метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ.

Примечание - Допускается замена счетчиков, ТТ, ТН на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на предприятии порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть

Таблица 3 - Пределы допускаемых относительных погрешностей Sw^q) ИК активной (реактивной) электроэнергии (мощности) АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации_

Таблица 4 - Пределы допускаемых относительных погрешностей S^q) ИК активной (реактивной) электроэнергии (мощности) АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации

Условия эксплуатации измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ соответствуют требованиям, распространяющихся на них НД:

•    трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001

•    трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001

•    счётчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425- 2005.

Таблица 5 - Условия эксплуатации ИК АИИС КУЭ

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Параметры надежности трансформаторов тока:

•    среднее время наработки на отказ не менее 300000 ч,

•    срок службы, не менее 25 лет

Параметры надежности трансформаторов напряжения:

•    среднее время наработки на отказ не менее 300000 ч,

•    срок службы, не менее 25 лет

Параметры надежности счётчиков электроэнергии:

•    среднее время наработки на отказ не менее 90000 ч,

•    среднее время восстановления работоспособности не более 24 ч;

•    срок службы, не менее 30 лет Параметры надежности сервера:

•    коэффициент готовности не менее 0,99,

•    среднее время наработки на отказ не менее 100000 ч,

•    среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч. Параметры надежности СОЕВ:

•    коэффициент готовности не менее 0,95,

•    среднее время восстановления работоспособности не более 48 ч;

•    блок синхронизации срок службы, не менее 25 лет

Параметры надежности каналообразующей аппаратуры (модемы и т.п.):

•    коэффициент готовности не менее 0,95,

•    среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч.;

•    среднее время наработки па отказ не менее 30000 ч.

Параметры надежности каналов передачи данных:

•    коэффициент готовности не менее 0,95,

•    скорость передачи данных 9600 бит/с.

Параметры надежности блока синхронизации часов реального времени (КСС-11):

•    среднее время наработки па отказ не менее 100000 ч,

•    среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч;

•    срок службы, не менее 25 лет Надежность системных решений:

•    наличие на сервере аппаратных средств резервирования информации (RAID 5);

•    резервирование питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

•    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.

Регистрация событий: в журнале событий счётчика:

•    параметрирования;

•    пропадания напряжения;

•    коррекции времени в счетчике Регистрация событии: в журнале событий сервера:

•    параметрирования;

•    пропадания напряжения;

•    коррекции времени в сервере.

Контроль полноты и достоверности результатов и состояния средств измерений.

Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

•    выходных клемм трансформаторов тока и напряжения;

•    электросчётчика;

•    промежуточных клеммников вторичных цепей;

•    сервера

Защита информации на программном уровне:

•    установка пароля на счетчик;

•    установка пароля на сервере.

Глубина хранения информации:

•    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100

суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

•    сервер - суточные данные о 30-ти приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 3,5 года (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - 3,5 года;

•    ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.

Знак утверждения типа

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

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ указана в таблице 3 и определяется проектной документацией на систему

В комплект поставки также входит техническая документация на систему и на комплектующие СИ.

•    формуляр-паспорт НСЛГ.466645.020 ПФ

•    руководство пользователя НСЛГ.466645.020 И3

•    инструкции по формированию и ведению базы данных НСЛГ.466645.020 И4;

•    инструкции по эксплуатации АИИС НСЛГ.466645.020 ИЭ;

•    технологическая инструкция НСЛГ.466645.020 И2

•    руководство по эксплуатации счётчиков;

•    паспорт на счётчики;

•    методика поверки

Поверка

осуществляется по документу МП 51777-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Энергосбыт-Центр». Методика поверки», утвержденому ГЦИ СИ ФБУ «Воронежский ЦСМ» в июне 2012 г.

Таблица 6-Перечень СИ, применяемых при поверке АИИС КУЭ

Примечание - Допускается применение других СИ, обладающих требуемыми МХ

Средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 29252005 и (или) по ГОСТ 8.216-88.

Средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003.

Средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03М по методике поверки (ИЛГШ.411152.145 РЭ1), согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»

Сведения о методах измерений

Методика измерений содержится в документе «Методика измерений количества электроэнергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Энергосбыт-Центр». Методика измерений аттестована ФБУ «Воронежский ЦСМ», свидетельство об аттестации № 38/1201.00272-2012 от 03.08.2012 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Энергосбыт-Центр»

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

ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2

S и 0,5 S».

ГОСТ Р 52425-2005«Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».

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

МИ 2439-97 ГСИ. Метрологические характеристики измерительных систем. Номенклатура. Принципы регламентации, определения и контроля.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.