Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО "Меркатор", 54751-13

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Меркатор» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами ООО «Меркатор» (по адресу: г. Санкт-Петербург, ул. Шателена, д. 26, лит. А) сбора, обработки, хранения полученной информации.

Описание

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

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

-    периодический (1 раз в 30 мин., 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;

-    предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений данных о состоянии средств измерений со стороны организаций-участников розничного 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 единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - уровень измерительно-информационных комплексов точек измерений (ИИК ТИ), включающий:

-    измерительные трансформаторы тока (ТТ);

-    вторичные измерительные цепи;

-    многофункциональные электронные счетчики электрической энергии.

2-й    уровень - уровень информационно-вычислительного комплекса (ИВК), включающий:

-    Центр сбора и обработки данных Сервер баз данных АСКУЭ ОАО «Петербургская сбытовая компания» (далее ЦСОД);

-    программное обеспечение (далее ПО) «АльфаЦЕНТР»;

-    технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура).

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Счетчик производит измерение действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока и (I) рассчитывает полную мощность S = UI.

Измерение активной мощности счетчиком выполняется путем перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (U) и тока (I) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности(Р) по периоду основной частоты сигналов.

Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q = (S2 - P2)0,5.

Средние значения активной и реактивной мощностей рассчитываются путем интегрирования текущих значений P и Q на 30-минутных интервалах времени.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям поступает на верхний уровень системы.

На верхнем - втором уровне системы выполняется последующее формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Передача результатов измерений и данных о состоянии средств измерений внешним организациям осуществляется по основному каналу телефонной сети общего пользования и по резервному каналу GSM связи.

Коррекция часов счетчиков производится от часов сервера БД ОАО «Петербургская сбытовая компания» в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов сервера БД и часов счетчиков АИИС КУЭ превосходит ±2 с.

Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков и передается по запросу от центра сбора и обработки данных на сервер базы данных АИИС КУЭ.

Журнал событий счетчиков электрической энергии отражает: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.

Таблица 1

Примечание - Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в табл. 1. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».

ПО «АльфаЦЕНТР» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, св-во о метрологической аттестации № АПО-001-12 от 31 мая 2012 г., выданное ФГУП «ВНИИМС».

Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» соответствует уровню «С» в соответствии с разд. 2.6 МИ 3286-2010.

Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР» приведены в табл. 2.

Таблица 2

Технические характеристики

Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета    2

Номинальное напряжение на вводах системы, кВ    0,4

Отклонение напряжения от номинального, %    ±10

Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А    600

Диапазон изменения тока в % от номинального значения тока    от 1 до 120

Коэффициент мощности, cos ф    0,5 - 1

Диапазон рабочих температур для компонентов системы, °С

- трансформаторов тока, счетчиков    от 5 до 35

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов

всех компонентов системы, с, не более    ±5

Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее    80000

Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК (измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности), %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ ООО «Меркатор» приведены в табл. 3.

Таблица 3

Надежность применяемых в системе компонентов:

-    счётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 80000 (ЕвроАльфа), средний срок службы 30 лет;

-    трансформаторы тока типа Т-0,66 У3 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 219000 ч, средний срок службы 25 лет.

Надежность системных решений:

■    резервирование питания компонентов АИИС КУЭ с помощью устройства АВР;

■    резервирование каналов связи: для передачи информации внешним организациям организованы два независимых канала связи;

■    регистрация в журналах событий компонентов системы времени и даты:

-    счетчиками электрической энергии:

о попыток несанкционированного доступа;

о связи со счетчиком, приведших к каким-либо изменениям данных; о коррекции текущих значений времени и даты; о отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях; о перерывов питания;

о самодиагностики (с записью результатов).

Защищённость применяемых компонентов:

■    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчиков электрической энергии;

-    клемм вторичных обмоток трансформаторов тока;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;

-    испытательных клеммных коробок;

Защита информации на программном уровне:

-    установка паролей на счетчиках электрической энергии;

-    установка пароля на сервере БД в составе ЦСОД;

-    возможность использования цифровой подписи при передаче данных.

Глубина хранения информации:

-    счетчик электрической энергии - 30-минутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток, сохранность данных в памяти при отключении питания - 30 лет;

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

Знак утверждения типа

наносится типографским способом на титульный лист эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Меркатор».

Комплектность

Поверка

осуществляется по документу МИ 3000-2006 «ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».

Перечень эталонов, применяемых при поверке:

-    средства поверки и вспомогательные устройства, в соответствии с методиками поверки, указанными в описаниях типа на измерительные компоненты АИИС КУЭ, а также приведенные в табл. 2 МИ 3000-2006.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе 75-10-2007-АУ-04-МИ «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Меркатор». Свидетельство об аттестации МИ 01.00292.432.00282-2013 от 03.06.2013 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ ООО «Меркатор»

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.    МИ 3000-2006 «ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».

Рекомендации к применению

-    осуществление торговли и товарообменных операций.