Система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Донэнергосбыт" (Волгодонские МЭС)

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии ООО «Донэнергосбыт» (Волгодонские МЭС) (в дальнейшем - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также автоматизированного сбора, хранения, обработки и отражения полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

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

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- измерение среднего значения активной и реактивной мощности на интервале времени усреднения 30 минут;

- периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных

к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

- хранение данных об измеренных величинах в специализированной базе данных,

отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

- передача в заинтересованные организации результатов измерений;

- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений со стороны сервера энергоснабжающей организации к информационновычислительному комплексу (далее - ИВК), устройству сбора и передачи данных (далее - УСПД);

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от

несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень (ИИК) - трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения (TH) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983 и счётчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ, Меркурий 230ART класса точности 0,5 S по ГОСТ 30206 для активной электроэнергии и 1,0 по ГОСТ 26035 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1 (67 точек измерения).

2-й уровень (ИВКЭ) - устройство сбора и передачи данных (УСПД) типа «КАПС-МИУС»

3-й уровень (ИВК) - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, опросную ПЭВМ, сервер ООО «Донэнергосбыт» (Волгодонские МЭС), устройство синхронизации системного времени УСВ-1, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), сервер сбора данных ОАО «Донэнерго» и соответствующее программное обеспечение (ПО).

Принцип работы АИИС КУЭ заключается в следующем.

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. 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, реактивная мощность вычисляется по значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от мгновенной мощности, вычисляется для 30 -минутных интервалов времени.

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

Счетчики на ПС «Центральная», «Добровольская», «Водозабор», «ЮЗР», «Шлюзовая», «ТЭЦ-1», «ЖБИ», «Крутовская», «Константиновская», «КГУ», «Мартыновская», «Северный портал», «Цимлянская», «Семикаракорская-1» передают информацию по промышленной локальной сети по интерфейсу RS-485 в УСПД (ИВКЭ). Вычисление величин энергопотребления и мощности с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения производится с помощью программного обеспечения в УСПД. С УСПД данные поступают на ИВК ООО «Донэнергосбыт» (Волгодонские МЭС) по каналам сотовой связи.

Счетчики «Меркурий 230 ART-ОЗ» на отдельно стоящих трансформаторных подстанциях, а также одиночные счетчики СЭТ-4ТМ на подстанциях «ПТФ», «Цимлянская ГЭС», «Семикаракорская-5», «Семикаракорская-6», «Семикаракорская-8», «Семикаракорская-11», входящие в состав АИИС КУЭ, передают информацию непосредственно на ИВК, передача данных осуществляется по каналам сотовой связи.

Собранная при помощи опросной ПЭВМ информация поступает в базу данных Сервера ИВК, где осуществляется ее хранение, обработка и предоставление на АРМы по локальной сети предприятия, а также дальнейшей ретрансляцией по существующим каналам связи в заинтересованные организации.

Система обеспечения единого времени выполняет функцию синхронизации хода внутренних часов элементов системы на всех уровнях АИИС КУЭ, с обеспечением перехода на «Зимнее» и «Летнее» время и работает по часовому поясу г. Москва. Данная функция является централизованной. Корректировка времени на уровнях ИВК, ИВКЭ, ИИК АИИС осуществляется последовательно, начиная с верхних уровней.

На уровне ИВК ООО «Донэнергосбыт» (Волгодонские МЭС) установлено устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приёмника УСВ-1. Настройка системного времени опросной машины ИВК ООО «Донэнергосбыт» (Волгодонские МЭС) выполняется непосредственно от УСВ-1 с помощью программного обеспечения входящего в его комплект поставки, не реже одного раза в сутки.

Корректировка времени на опросной ПЭВМ выполняется с помощью программного модуля входящего в комплект ПО устройства синхронизации времени «УСВ-1».

Корректировка хода внутренних часов УСПД (ИВКЭ) на подстанциях осуществляется во время одного из сеансов связи от опросной ПЭВМ ИВК Волгодонские МЭС. Синхронизация времени в УСПД является функцией программного модуля - компонента внутреннего ПО УСПД. Ход внутренних часов счетчиков электрической энергии (ИИК) синхронизируется со временем в УСПД не реже 1 раза в сутки. Коррекция выполняется принудительно со стороны УСПД, и реализуется программным модулем заводского ПО в счетчике. Синхронизация времени счетчиков на удаленных ТП осуществляется непосредственно от опросной ПЭВМ. Все действия по синхронизации хода внутренних часов отображаются и записываются в журнал событий на каждом из вышеперечисленных уровней.

Корректировка времени в момент синхронизации осуществляется ИВК АИИС КУЭ автоматически при обнаружении рассогласования времени УСВ-1 и ИВК АИИС более чем на ± 1 с.

Технические характеристики

Перечень ИК, входящих в состав АИИС КУЭ, с указанием измеряемой величины, диспетчерские наименования присоединений (точки измерений), типы и метрологические характеристики средств измерений (далее - СИ) представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Перечень и состав ИК, входящих в АИИС КУЭ

Примечания:

Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипное утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

-ИИК:

- электросчётчика СЭТ-4ТМ (параметры надежности Т = 90000 час tB = 24 часа);

- электросчётчика Меркурий 230 ART-03 (параметры надежности Т = 70000 час tB = 24 часа);

- ИВКЭ:

- УСПД (параметры надежности То = 40000 час tB = 24 час);

-ИВК:

- сервер (параметры надежности Кг = 0,99 tB = 1 час);

Надежность системных решений:

- резервирование питания:

- УСПД с помощью ИБП из комплекта поставки;

- резервирование информации:

- наличие резервных баз данных;

- диагностика:

- в журналах событий фиксируются факты:

-журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в УСПД;

- мониторинг состояния АИИС:

- удаленный доступ:

- возможность съема информации со счетчика автономным способом;

- визуальный контроль информации на счетчике.

Организационные решения:

- наличие эксплуатационной документации.

Защищённость применяемых компонентов:

- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

-ИИК:

- электросчётчика;

- вторичных цепей:

- испытательных коробок;

- ИВКЭ:

- УСПД;

-ИВК:

- сервера;

- наличие защиты на программном уровне:

- информации:

- использование электронной цифровой подписи при передаче результатов измерений;

- при параметрировании:

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на УСПД;

- установка пароля на сервер;

- установка пароля на конфигурирование и настройку параметров АИИС.

Возможность проведения измерений следующих величин:

- приращение активной электроэнергии (функция автоматическая);

- приращение реактивной электроэнергии (функция автоматическая);

- время и интервалы времени (функция автоматическая);

- среднеинтервальная активная и реактивная мощности (функция автоматическая).

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматическая);

- УСПД (функция автоматическая);

- ИВК (функция автоматическая).

Возможность сбора информации:

- результатов измерения (функция автоматическая);

- состояния средств измерения (функция автоматическая).

Цикличность:

- измерений:

- 30 минутные приращения (функция автоматическая);

- сбора:

- 1 раз в сутки (функция автоматическая).

Возможность предоставления информации (функция автоматизирована) в заинтересованные и энергоснабжающую организации:

- о результатах измерения;

- о состоянии средств измерений.

Глубина хранения информации (профиля):

- электросчетчик имеет энергонезависимую память для хранения профиля нагрузки с получасовым интервалом данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а также запрограммированных параметров (функция автоматическая):

- для СЭТ-4ТМ на глубину не менее 110 суток;

- для Меркурий 230 ART-ОЗ на глубину не менее 85 суток;

- УСПД - суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу не менее и электропотребление за месяц по каждому каналу - 6 месяцев, сохранение информации при отключении питания - 5 лет (функция автоматическая);

- ИВК - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматическая).

Синхронизация времени производится от сервера Волгодонские МЭС при помощи устройства синхронизации времени УСВ-1 во время одного из сеансов связи (функция автоматическая):

- корректировка времени в момент синхронизации осуществляется сервером АИИС КУЭ автоматически при обнаружении рассогласования времени УСВ-1 и сервера АИИС КУЭ более чем на ± 1 с.

- разность показаний часов всех компонентов системы составляет не более ± 5 с.

Приписанные значения характеристик погрешности измерений ИК в рабочих условиях применения СИ и при предельных отклонениях влияющих факторов

Таблица 2

Примечания:

1. В таблице 2 приняты следующие обозначения:

WP2 %(Wq2 %) - значение активной (реактивной) электроэнергии при 2%-ной нагрузке (минимальная нагрузка),

Wps %(WQ5 %) - значение электроэнергии при 5 %-ной нагрузке,

Wp2o % (Wq2o %) - значение электроэнергии при 20 %-ной нагрузке,

Wpioo%(WqIOo%) - значение электроэнергии при 100 %-ной нагрузке (номинальная нагрузка)

Wpi2o%(WQ12o %)-значение электроэнергии при 120%-ной нагрузке (максимальная нагрузка).

2. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая). В качестве характеристик основной относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

2. Нормальные условия:

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

- температура окружающей среды (20 ±5) СС.

3. Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение (0,9 +1,1) Ином; ток (0,02+1,2) 1ном;

- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 15 до + 50 °C, для счетчиков от +10 до + 30 °C; для ИВК от + 10 до +35 °C; для УСПДот +10 до +35 °C;

4. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную для коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Донэнергосбыт» (Волгодонские МЭС)

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определена в проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и комплектующие элементы.

Поверка

Поверка проводится в соответствии с документом «Методика поверки измерительных каналов системы автоматизированной информационно-измерительной для коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Донэнергосбыт» (Волгодонские МЭС)», согласованной с ФГУ «Ростовский ЦСМ» в октябре 2008 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- измерительные трансформаторы напряжения - по МИ 2845-2003 и/или по ГОСТ 8.216-88;

- измерительных трансформаторы тока - по ГОСТ 8.217-2003;

- счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.02 - по методике поверки ИЛГШ.411152.087РЭ1;

счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки, изложенной в приложении к ИЛГШ.411152.142РЭ

- счетчики электрической энергии Меркурий-230ART-03 - по методике поверки АВЛГ.411152.124РЭ;

- комплекс аппаратно-программных средств «КАПС-МИУС» - по методике поверки КЕЮЦ.421452.001ПМ;

- устройство синхронизации времени УСВ-1 - по методике поверки ВЛСТ 221.00.000МП.

Межповерочный интервал - 4 года.

Нормативные документы

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

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

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

ГОСТ 26035-83 «Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия».

ГОСТ 30206-94 «Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (класс точности 0,2 S и 0,5 S)».

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

ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

Техническая документация на систему автоматизированную информационно-измерительную для коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Донэнергосбыт» (Волгодонские МЭС).

Заключение

Тип системы автоматизированной информационно-измерительной для коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Донэнергосбыт» (Волгодонские МЭС) утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, и метрологически обеспечен в эксплуатации.