Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности Европолис

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности Европолис (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами ООО « Европолис Балтик Рус», сбора, обработки, хранения и отображения 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 электрической энергии;

-    периодический (1 раз в 30 мин., 1 раз в сутки и/или по запросу) автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии 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 и мониторинг 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 - информационно-измерительный комплекс точек измерения, включающий:

-    измерительные трансформаторы тока (ТТ);

-    вторичные измерительные цепи;

-    счетчики электрической энергии.

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

-    устройство сбора и передачи данных (УСПД);

-    каналообразующая аппаратура.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий:

-    центр сбора и обработки данных (ЦСОД), совмещенный с автоматизированным рабочим местом (АРМ) персонала службы эксплуатации энергосистемы потребителя;

-    технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура), ПО «АльфаЦентр».

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.

2 2 0 5

Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q = (S - Р ) ’ .

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

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по предусмотренным каналам связи поступает на входы УСПД, которое осуществляет обработку результатов измерений, хранение полученной информации и передачу накопленных данных на верхний уровень системы (уровень ИВК), отображение информации на подключаемых к УСПД устройствах и обеспечение доступа внешним организациям к накопленной информации по основному каналу глобальной информационной сети internet или по резервному каналу GSM-связи.

На сервере БД осуществляется дальнейшая обработка поступающей информации, долгосрочное хранение данных, отображение накопленной информации, оформление справочных и отчетных документов.

Коррекция часов УСПД производится от часов сервера БД ЦСОД гарантирующего поставщика (энергосбытовой компании) в ходе опроса.

Коррекция часов счетчиков производиться от часов УСПД в ходе опроса.

Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов сервера БД ЦСОД и часов УСПД и счетчиков в составе АИИС КУЭ превосходит ±2 с.

Журнал событий счетчиков электрической энергии отражает время (дата, часы, минуты) коррекции часов в момент непосредственно предшествующий корректировке. Состав измерительных каналов приведен в таблице 1.

Таблица 1

Примечание:

Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков электрической энергии 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. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР» приведены в таблице 2.

Таблица 2

Уровень защиты ПО АИИС КУЭ ТК «ОКЕЙ» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню: «ВЫСОКИЙ» по Р 50.2.077-2014 - для автономного программного обеспечения.

Технические характеристики

Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета

8

0,4

±10

2500 (ИК 1, 4), 3000 (иК5, 6),

4000 (ИК 2, 3, 7, 8)

от 1 до 120

от 0,5 до 1

от 0 до 35

±5

120000

Номинальное напряжение на вводах системы, кВ

Отклонение напряжения от номинального, %

Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А

Диапазон изменения тока в % от номинального значения тока Коэффициент мощности, cos ф

Диапазон рабочих температур для компонентов системы, °С:

- трансформаторов тока, счетчиков, УСПД

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с

Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее

Пределы относительных погрешностей ИК (измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности), %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

Таблица 3

Надежность применяемых в системе компонентов:

-    счётчик электрической энергии типа А1805RAL-P4GВ-DW-4- среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, средний срок службы 30 лет;

-    трансформаторы тока типа ТСН-12, - среднее время наработки на отказ не менее Т = 1000000 ч ;

-    устройство сбора и передачи данных RTU-327L-Е2-В02- M02 среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, средний срок службы 30 лет.

Надежность системных решений:

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники рынка электрической энергии по каналам передачи данных сети стандарта GSM обеспечиваемые различными операторами сети сотовой связи;

Регистрация в журнале событий счетчиков электрической энергии и УСПД:

-    -параметрирования;

-    -пропадания напряжения;

-    -коррекции времени Защищённость применяемых компонентов:

а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    -электросчётчика;

-    -промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    -испытательной колодки;

-    -УСПД;

-    -АРМ;

б)защита информации на программном уровне:

-    -установка пароля на счетчик;

-    -установка пароля на УСПД;

-установка пароля на АРМ.

Глубина хранения информации:

-счетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее

90 суток;

-УСПД - сохранение информации при отключении питания - 3 года;

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

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии и мощности Европолис.

Комплектность

1.    Трансформатор тока типа ТСН-12    - 24 шт.

2.    Счетчик электрической энергии трехфазный

типа А1805RAL-P4GВ-DW-4    - 8 шт.

3.    Устройство сбора и передачи данных типа RTU 327L-Е2-В02-M02    - 1 шт.

4.    Сотовый терминал iRZ MC52i    - 1 шт.

5.    Сервер БД    - 1 шт.

6.    Программное обеспечение «Альфа Центр»    - 1 шт.

7.    Методика измерений ЭУАВ.021304.046.МИ    - 1 шт.

8.    Паспорт ЭУАВ. ЭУАВ.021304.046.АИ-ПС    - 1 шт.

Поверка

осуществляется по МИ 3000-2006 «ГСИ. Система автоматизированная информационноизмерительная 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 таблице 2 МИ 3000-2006.

Сведения о методах измерений

Измерения производятся в соответствии с документом «Методика измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизирован-

ной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности Европолис ЭУАВ.021304.046.МИ. Свидетельство об аттестации № 01.00292.432.000355-2014 от 29.12.2014 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности Европолис

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. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».

Рекомендации к применению

- при выполнении учета количества энергетических ресурсов.