укороДитель ГЦИ СИ генерального директора стесг-Мосйва» ГС. Евдокимов «ХЗМ>           2008 г.

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиал «РТРС» «Московский региональ-ный центр»

Изготовлена филиалом «РТРС» «Московский региональный центр» г. Москва, по проектной документации ООО «ИСКРЭН» г. Москва. Заводской номер № 004.

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) фили;ы «РТРС» «Московский региональный центр» (далее по тексту - АИИС КУЭ «РТРС» «МРЦ») предназначается для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля за потреблением электроэнергии и мощности в «РТРС» «МРЦ» по всем расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в центры сбора: ИАСУ КУ НП «АТС», филиал регионального ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» Московское РДУ, ОАО «Мосэнергосбыт».

Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.

АИИС КУЭ «РТРС» «МРЦ» представляет собой двухуровневую автоматизированную информационно-измерительную систему коммерческого учета электроэнергии с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

Первый уровень включает в себя девять (9) информационно-измерительных комплексов (ИИК) и выполняет функцию проведения измерений.

Второй уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс (ИВК).

В состав ИИК входят:

счетчики электрической энергии;

• -  измерительные трансформаторы тока и напряжения;

вторичные измерительные цепи.

В состав ИВК входят:

• -  технические средства приёма-передачи данных;

• -  сервер сбора данных (ССД);

• -  технические средства для организации локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения прав доступа к информации.

АИИС КУЭ «РТРС» «МРЦ» решает следующие задачи:

измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии; 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 в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;

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 системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

Принцип действия:

Сигналы, пропорциональные напряжению и току в сети, снимаются с вторичных обмоток трансформаторов тока и напряжения и поступают на вход преобразователя счетчика. Измерительная система преобразователя перемножает входные сигналы, получая мгновенную потребляемую мощность. Этот сигнал поступает на вход микроконтроллера счетчика, преобразующего его в Вт-ч и, по мере накопления сигналов, изменяющего показания счетчика. Микроконтроллер считывает и сохраняет последнее сохраненное значение. По мере накопления каждого Вт-ч, микроконтроллер увеличивает показания счетчика.

Для получения информации со счетчиков, сервер сбора данных (ИВК) формирует запрос на терминал типа P2S, терминал в свою очередь через GSM-модем перенаправляет запрос на счетчик с нужным адресом.

Счетчик в ответ пересылает данные через терминал и CON2 по информационным линиям связи на сервер сбора данных (ИВК), на котором установлено специализированное программное обеспечение SEP2W для сбора и учета данных. Далее по каналам связи (телефон, ЛВС), обеспечивается дальнейшая передача информации в НП «АТС», филиал регионального ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» Московское РДУ, ОАО «Мосэнергосбыт».

Взаимодействие между АИИС «РТРС» «МРЦ», ИАСУ КУ НП «АТС», филиалом регионального ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» Московское РДУ, ОАО «Мосэнергосбыт» осуществляется через сервер сбора данных по следующим каналам связи:

• 1. основной канал связи организован на базе выделенного канала сети «Интернет». Основной канал связи обеспечивает, скорость передачи данных не менее 28800 бит/сек и имеет коэффициент готовности не хуже 0,95;

• 2. резервный канал связи организован через модем. Резервный канал связи обеспечивает, скорость передачи данных не менее 9600 бит/сек и коэффициент готовности не хуже 0,95.

Для обеспечения единства измерений в состав АИИС КУЭ «РТРС» «МРЦ» входит система обеспечения единого времени (СОЕВ).

СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени и имеет нормированные метрологические характеристики. В СОЕВ входят все средства измерений времени, влияющие на процесс измерения количества электроэнергии, и учитываются временные характеристики (задержки) линий связи между ними, которые используются при синхронизации времени. СОЕВ привязана к единому календарному времени.

Устройством приема сигналов точного времени служит GPS-приемник BR-355, подключенный к серверу сбора данных.

Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов ±5 с/сутки.

Таблица 3

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ «РТРС» «МРЦ» приведен в таблице 1.

Таблица 1

Метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ «РТРС» «МРЦ» при

ведены в таблице 2.

Таблица 2

Примечания:

• 1. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.);

• 2. В качестве характеристик основной относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

• 3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ «РТРС» «МРЦ»:

• •  напряжение питающей сети: напряжение (0,98...1,02)*Uhom, ток (1 + 1,2) 1ном, coscp=0,9 инд;

• •  температура окружающей среды (20±5) ЯС.

• 4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ «РТРС» «МРЦ»:

• •  напряжение питающей сети (0,9...1,1)*Uhom, ток (0,05...1,2)*1ном;

• •  температура окружающей среды:

• •  для счетчиков электроэнергии МТ851 от 20 °C до 35°С;

• •  для POREG P2S от 20 °C до 35 °C;

• • трансформаторы тока по ГОСТ 7746;

• •  трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983.

• 5. 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;

• 6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 5 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена терминала связи на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на «РТРС» «МРЦ» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ «РТРС» «МРЦ» как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ «РТРС» «МРЦ» измерительных компонентов:

• •  счетчиков электроэнергии МТ851 - среднее время наработки на отказ не менее 1847754 часов;

• •  УСПД POREG P2S-K33-00-V1.25- среднее время наработки на отказ не менее 2196237 часов;

• •  резервирование питания в АИИС КУЭ осуществляется при помощи источников бесперебойного питания (ИБП), обеспечивающих стабилизированное бесперебойное питание элементов АИИС КУЭ при скачкообразном изменении или пропадании напряжения.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

• •  для счетчика Тв < 7 суток;

• •  для сервера Тв < 1 час;

• •  для модема Тв < 1 час;

• •  для терминала (POREG P2S) Тв < 24 ч

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ «РТРС» «МРЦ» от несанкционированного доступа:

• •  клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

• •  данные ТТ о средних значениях фазных токов за тридцать минут хранятся в долговременной памяти электросчечиков и передаются в базу данных ИВК;

• •  данные TH обеспечены журналом автоматической регистрации событий:

• •  снижение напряжения по каждой из фаз А, В, С ниже уставок;

• •  исчезновение напряжения по всем фазам;

• •  восстановление напряжения;

• •  панели подключения к электрическим интерфейсам электросчечиков защищены механическими пломбами;

• •  программа параметрирования электросчечиков имеет пароль;

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

• •  пароль на счетчике;

• •  пароль на терминал связи.

Возможность коррекции времени в:

• •  счетчиках (функция автоматизирована);

• •  терминалах связи (функция автоматизирована).