Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО "Чувашская энергосбытовая компания"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Чувашская энергосбытовая компания» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной энергии за установленные интервалы времени, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой четырехуровневую информационно-измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ состоит из следующих уровней:

первый уровень - измерительно-информационный комплекс (далее - ИИК) состоит из установленных на объекте контроля трансформаторов тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторов напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчика активной электроэнергии и реактивной электроэнергии, вторичных электрических цепей, технических средств каналов передачи данных;

второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), в которые входят устройства сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325 и RTU-325L, обеспечивающее интерфейс доступа к ИИК, технические средства приема-передачи данных (каналообразующей аппаратуры);

третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ филиала «Чувашэнерго» ОАО «МРСК Волги», включающий в себя сервер сбора и передачи данных, программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации;

четвёртый уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ ОАО «Чувашская энергосбытовая компания». ИВК включает в себя сервер сбора и передачи данных, ПО «Пирамида. 2000 Сервер», каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Также уровень ИВК АИИС КУЭ ОАО «Чувашская энергосбытовая компания» производит прием данных об измерении тридцати минутных приращений количества активной и реактивной электроэнергии (в виде XML - файла), по договору информационного обмена, от уровня ИВК АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт» по 1-му измерительному каналу, указанному в таблице 1 для передачи их в ОАО «АТС» и смежным субъектам оптового рынка.

Таблица 1 - ИК, входящие в состав АИИС КУЭ ОАО «Татэнергосбыт»

АИИС КУЭ обеспечивает измерение следующих основных параметров энергопотребления:

1)    активной (реактивной) энергии за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон, включая прием и отдачу энергии;

2)    средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;

3)    календарного времени и интервалов времени.

Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках и УСПД может храниться служебная информация: параметры качества электроэнергии в точке учета, регистрация различных событий, данные о корректировках параметров, данные о работоспособности устройств, перерывы питания и другая информация. Эта информация может по запросу пользователя передаваться на АРМ.

В АИИС КУЭ измерения и передача данных на верхний уровень происходит следующим образом. Аналоговые сигналы переменного тока с выходов измерительных трансформаторов (для счетчиков трансформаторного включения) поступают на входы счетчиков электроэнергии, которые преобразуют значения входных сигналов в цифровой код. Счетчики производят измерения мгновенных и действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают активную мощность (P=UTcos9) и полную мощность (S=UI). Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q=(S2-P2)0,5. Средние значения активной мощности рассчитываются путем интегрирования текущих значений P на тридцати минутных интервалах времени. По запросу или в автоматическом режиме измерительная информация направляется в устройство сбора и передачи данных (УСПД). В УСПД происходят косвенные измерения электрической энергии при помощи программного обеспечения, установленного на УСПД, далее информация поступает на сервер ИВК, где происходит накопление и отображение собранной информации при помощи АРМов. Полный перечень информации, передаваемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков, УСПД, сервера сбора данных ИВК и уровнем доступа АРМа к базе данных на сервере. Для передачи данных, несущих информацию об измеряемой величине от одного компонента к другому, используются проводные линии связи, каналы сотовой связи, телефонные линии связи.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД, ИВК и имеет нормированную точность. Время Сервера синхронизировано со временем УССВ, сличение ежесекундное. Сервер осуществляет коррекцию времени УСПД и счётчиков. Сличение времени сервера БД со временем УСПД RTU-325 (RTU-325L) осуществляется каждые 60 минут, и корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и УСПД более 1 с. Сличение времени счётчиков электрической энергии со временем УСПД один раз в сутки, корректировка времени счётчиков электрической энергии при расхождении со временем УСПД ±2 с. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Для защиты метрологических характеристик системы от несанкционированных изменений (корректировок) предусмотрена аппаратная блокировка, пломбирование средств измерений и учета, кроссовых и клеммных коробок, а также многоуровневый доступ к текущим данным и параметрам настройки системы (электронные ключи, индивидуальные пароли, коды оператора и программные средства для защиты файлов и баз данных).

Основные функции и эксплуатационные характеристики АИИС КУЭ ОАО «Чувашская энергосбытовая компания» соответствуют техническим требованиям ОАО «АТС» к АИИС КУЭ. Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ ОАО «Чувашская энергосбытовая компания», трансформаторов напряжения и тока, счетчиков электроэнергии соответствуют техническим требованиям к АИИС КУЭ субъекта ОРЭ. Организация каналов связи для отправки XML макетов 80020, 80040 и 80050 в ОАО «АТС»: рабочий канал - встроенная сетевая плата в ИКМ пирамида стандарта Ethernet 10/100, резервный канал - GSM /GPRS терминал SIEMENS MC35i. Для непосредственного подключения к отдельным счетчикам (в случае, например, повреждения линии связи) предусматривается использование переносного компьютера типа NoteBook с последующей передачей данных на АРМ.

В системе обеспечена возможность автономного съема информации со счетчиков. Глубина хранения информации в системе не менее 3,5 года. При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти. Предусмотрен самостоятельный старт УСПД после возобновления питания.

Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ, являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре средств измерений. Устройства связи, модемы различных типов, пульты оператора, средства вычислительной техники (персональные компьютеры) отнесены к вспомогательным техническим компонентам и выполняют только функции передачи и отображения данных, получаемых от основных технических компонентов.

Программное обеспечение

Программное обеспечение «Пирамида 2000. Сервер» (далее - ПО) строится на базе центров сбора и обработки данных, которые объединяются в иерархические многоуровневые комплексы и служат для объединения технических и программных средств, позволяющих со-бирать данные коммерческого учета со счетчиков электрической энергии и УСПД.

Пределы допускаемых относительных погрешностей измерений активной и реактив-ной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «Пирамида 2000. Сервер» и определяются классом применяемых электросчетчиков.

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерений электро-энергии в ИВК «Пирамида 2000. Сервер», получаемой за счет математической обработки из-мерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разря-да измеренного (учтенного) значения.

Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в АИИС КУЭ ОАО «Чувашская энергосбытовая компания», приведены в таблице 2.

Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Таблица 3 Метрологические и технические характеристики

Таблица 4 Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении активной электрической энергии для рабочих условий эксплуатации, 5 э %

Таблица 5 Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении реактивной электрической энергии для рабочих условий эксплуатации, 5 э %

Пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения получасовой мощности, на которых не производится корректировка времени (5 ), рассчитываются по

следующей формуле (на основании считанных по цифровому интерфейсу показаний счетчика о средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импульсах):

с    \2

1 KKe -100% '

52 э +

5 =±,

р 1

, где

V    "сР 0

р    пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой

мощности и энергии, в %;

5 э -пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.3 при измерении электроэнергии, в %;

1000PT

5

К - масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации трансформаторов тока и напряжения;

Ke - внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выраженному в

Вт»ч);

Тср - интервал усреднения мощности, выраженный в часах;

Р - величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале усреднения, выраженная в кВт.

Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности измерения средней мощности для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения мощности, на которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:

d =——--100%, где

р.корр. 3600Тср    ’

—t - величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в секундах);

Тср - величина интервала усреднения мощности (в часах).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Чувашская энергосбытовая компания» типографским способом.

Комплектность

Комплект поставки приведен в таблицах 6 и 7. Таблица 6 Комплект поставки

6

6

Таблица 7 Комплект поставки

Поверка

осуществляется по документу АУВБ.411711.Ч01.МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Чувашская энергосбытовая компания». Методика поверки» , утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в октябре 2014г.

Перечень основных средств поверки:

-    средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;

-    средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003,

МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

-    средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ. Методика поверки согласована ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;

-    средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;

-    средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.02 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.087РЭ1,

являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.087РЭ1. Методика поверки согласована ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 08.01.2004 г.;

-    средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа ЕвроАльфа - в соответствии с документом «ГСИ. Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «РОСТЕСТ-МОСКВА» в сентябре 2007 г.;

-    средства поверки устройств сбора и передачи данных «RTU-325» и «RTU-325L» в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-327L. Методика поверки.» ДЯИМ.466453.005.МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01,

-    Вольтамперфазометр «Парма ВАФ®-А(М)»;

-    Мультиметр «Ресурс - ПЭ».

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе «Методика измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Чувашская энергосбытовая компания АУВБ.411711.Ч01.МИ.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Чувашская энергосбытовая компания»

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

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

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

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

Рекомендации к применению

при осуществлении торговли и товарообменных операций.