Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЕвразЭнергоТранс"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЕвразЭнергоТранс» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ ООО «ЕвразЭнергоТранс», выполненная на основе ПТК «ЭКОМ» (Госре-естр № 19542-05), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные каналы (ИК) АИИС КУЭ состоят из двух уровней:

1-ый уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер объединенной БД, АРМ (автоматизированное рабочее место), устройство синхронизации системного времени на основе GPS-приемника, а так же совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

АИИС КУЭ ООО «ЕвразЭнергоТранс» решает следующие задачи:

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 и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);

передачу результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии;

обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ ООО «ЕвразЭнергоТранс»;

конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ ООО «ЕвразЭнергоТранс»;

прием и обработку данных АИИС КУЭ смежных субъектов ОРЭМ (30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии по точкам измерений, входящим в сечения коммерческого учета с ООО «ЕвразЭнергоТранс», данных о состоянии соответствующих средств измерений).

Принцип действия:

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.

С помощью беспроводных каналов сотовой связи стандарта GSM цифровой сигнал с выходов счетчиков по ИК №№ 1, 2 поступает на входы ИВК ОАО «ЕВРАЗРУДА», в котором осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН (в счетчике коэффициенты трансформации выбраны равные 1, так как это позволяет производить замену вышедших из строя приборов учета без их предварительного конфигурирования) и хранение измерительной информации. Архивы собранных данных формируются на сервере БД и передаются на сервер объединенной БД ИВК.

Результаты измерений по точкам измерения относящихся к диспетчерским наименованиям согласно таблицы 1, организационно входящих в состав систем учета смежных субъектов, транслируются в адрес ИВК ООО «ЕвразЭнергоТранс» в виде XML-макетов, и записываются в общий сервер объединенной базы данных ИВК АИИС КУЭ ООО «ЕвразЭнергоТранс».

Информационное взаимодействие ООО «ЕвразЭнергоТранс» со смежными субъектами ОРЭМ реализуется в соответствии с соглашениями об информационном обмене.

ИВК АИИС КУЭ ООО «ЕвразЭнергоТранс» при помощи программного обеспечения осуществляет формирование и хранение поступающей измерительной информации, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу данных коммерческого учета в ОАО "АТС" и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Передача информации всем заинтересованным субъектам от ИВК осуществляется в автоматическом режиме один раз в сутки по выделенному каналу связи.

АИИС КУЭ, указанные в таблице 1 оснащены собственными системами обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.

Сравнение показаний часов счетчиков и серверов АИИС КУЭ, указанных в таблице 1, входящих в состав АИИС КУЭ ООО «ЕвразЭнергоТранс», происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и сервера на величину более чем ±1 с.

Точность хода часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Таблица 1 - Перечень измерительных каналов (их диспетчерские наименования), результаты измерений которых передаются в виде XML-макетов в объединенную базу данных ИВК АИИС КУЭ ООО «ЕвразЭнергоТранс»

Программное обеспечение

В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входит ПО счетчиков, ПО сервера, ПО АРМ.

Программные средства уровня ИВК включают операционную систему, сервисные программы, программы обработки текстовой информации (MS Office), ПО систем управления базами данных (СУБД) и ПК "Энергосфера".

Программные средства АРМ включают операционную систему, программы обработки текстовой информации (MS Office) и клиентское ПО "Энергосфера".

Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в ИВК АИИС КУЭ

ПК "Энергосфера" внесен в Госреестр СИ в составе ПТК "ЭКОМ" № 19542-05.

ПО «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав измерительно-информационных комплексов АИИС КУЭ приведен в Таблице 3.

Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в Таблице 4.

Таблица 3   - Состав измерительно-информационных комплексов АИИС КУЭ

ООО «ЕвразЭнергоТранс»

Таблица 4 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ ООО «ЕвразЭнергоТранс»

Примечания:

1. Погрешность измерений §1(2)%Р и §i(2)%q для cos9=1,0 нормируется от 11%, а погрешность измерений 51(2)%p и S1(2)%Q для СО8ф<1,0 нормируется от I2%.

2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

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

4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• напряжение от 0,98^Uhom до 1,02^Uhom;

• сила тока от 1ном до 1,2-Ihom, cos9=0,9 инд;

• температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С.

5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• напряжение питающей сети 0,9^Uhom до 1,1-Uhom,

• сила тока от 0,01 Ihom до 1,2 Ihom;

• температура окружающей среды:

- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С;

- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

6. Таблице 4 погрешность в рабочих условиях указана для температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5°С до 40°С.

7. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

8. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п.  6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими

характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 3. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

9. Виды измеряемой электроэнергии для ИК №№ 1 - 2 - активная, реактивная.

Лист № 14

Всего листов 16 Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее

90000 часов;

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

• для счетчика Тв < 2 часа;

• для сервера Тв < 1 час;

• для компьютера АРМ Тв < 1 час;

• для модема Тв < 1 час.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

• клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

• панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;

• наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, сервере, АРМ;

• организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

• защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий

• фактов параметрирования счетчика;

• фактов пропадания напряжения;

• фактов коррекции времени.

Возможность коррекции времени в:

• счетчиках (функция автоматизирована);

• сервере (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• счетчики электроэнергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

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

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ ООО «ЕвразЭнергоТранс» приведена в таблице 5

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП 1771/551-2013 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЕвразЭнергоТранс». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в ноябре 2013 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";

- для трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки" и/или МИ 2925-2005 "Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя";

- для счётчиков СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ "Нижегородский ЦСМ" 10 сентября 2004 г.;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Госреестр № 27008-04);

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений от минус - 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЕвразЭнергоТранс». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений №42-01.00203-2013 от 20.11.2013 г.

Нормативные документы

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

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

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

4 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.

5 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.