Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО «Концерн «НПО Аврора» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, выработанной и потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ОАО «Концерн «НПО Аврора» сбора, обработки и хранения полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
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 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 розничного рынка электроэнергии результатов измерений;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера 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 - измерительно-информационный комплекс точек измерения (ИИК ТИ), трансформаторы тока (ТТ) ТПЛ-10-М У2, 400/5 класс точности 0,5S, Госреестр № 22192-07, ТОЛ-10-1-1 У2 200/5, класс точности 0,5S, Госреестр № 15128-07; Т-0,66 УЗ 100/5, класс точности 0,5S, Госреестр № 22656-07 по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения (TH) НАМИТ-10-2 УХЛ2, 10000/100, класс точности 0,5, Госреестр № 16687-07 по ГОСТ 1983 и счетчики активной и реактивной электроэнергии Альфа А 1800 A1805RAL-P4G-DW-4, Госреестр № 31857-06, кл. точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 для активной электроэнергии и класса точности 1,0 по ГОСТ 26035-83 для реактивной энергии, установленные на объектах, указанных в табл. 1 (4 точки измерения).
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала и программное обеспечение (ПО) ИВК Альфа Центр.
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 и тока и рассчитывает полную мощность.
Измерение активной мощности счетчиком выполняется путем перемножения мгновенных значений сигналов напряжения и тока и интегрирования полученных значений мгновенной мощности по периоду основной частоты сигналов.
Реактивная мощность вычисляется по значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям поступает на верхний уровень системы.
На верхнем - втором уровне системы выполняется последующее формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники розничного рынка электроэнергии осуществляется от счетчиков электрической энергии по коммутируемым телефонным линиям телефонной сети общего пользования (ТФОП) и сети стандарта GSM.
Для защиты информационных и измерительных каналов АИИС КУЭ от несанкционированных вмешательств, предусмотрена механическая и программная защита. Все кабели, приходящие на счетчик от измерительных трансформаторов и сигнальные кабели от счетчика, кроссируются в пломбируемом отсеке счетчика.
Коррекция хода системных часов (астрономическое время, часы Сервера и внутренние часы счетчика) АИИС КУЭ производится от системных часов СБД ОАО «Петербургская сбытовая компания» в ходе опроса счетчиков. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов сервера коммерческого учета ОАО «Петербургская сбытовая компания» и часов АИИС КУЭ ОАО «Концерн «НПО Аврора» превосходит 2 с. Факт каждой коррекции регистрируется в Журнале событий Сервера БД АИИС КУЭ. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.
Таблица 1
| Наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии |
| ТТ | TH | счетчик |
| ТП-2828 РУ-10 кВ, яч. 9 | ТПЛ-10-М У 2, 400/5 А; класс точности 0,5S; зав.№ 4113 зав.№ 3763 зав.№ 3687 Госреестр СИ №22192-07 | НАМИТ-10-2 УХЛ2, 10000/100В; класс точности 0,5; зав.№ 2357 Госреестр СИ № 16687-07 | «Альфа А1800» A1805RAL-P4G-DW-4; ГОСТ Р 52323-2005; ГОСТ 26035-83 класс точности: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0; 1ном(1макс) = 5(10)А; UH0M= 100 В; зав.№ 01185209 Госреестр СИ № 31857-06 | Активная, реактивная |
| ТП-2828 РУ-10 кВ, яч. 17 | ТПЛ-10-М У2, 400/5 А; класс точности 0,5S; зав.№ 4108 зав.№ 4109 зав.№ 4110 Госреестр СИ №22192-07 | НАМИТ-10-2 УХЛ2, 10000/100В; класс точности 0,5; зав.№ 1491 Г осреестр СИ № 16687-07 | «Альфа А1800» A1805RAL-P4G-DW-4; ГОСТ Р 52323-2005; ГОСТ 26035-83 класс точности: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0; 1ном(1макс) = 5(10)А; UH0M = 100 В; зав.№ 01185210 Госреестр СИ № 31857-06 |
| ТП-2009 РУ-10 кВ, яч. 11 | ТОЛ-10-1-1 У 2, 200/5 А; класс точности 0,5S; зав.№ 23996 зав.№ 19494 зав.№ 23997 Госреестр СИ № 15128-07 | НАМИТ-10-2 УХЛ2, 10000/100В; класс точности 0,5; зав.№ 1984 Госреестр СИ № 16687-07 | «Альфа А1800» A1805RAL-P4G-DW-4; ГОСТ Р 52323-2005; ГОСТ 26035-83 класс точности: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0; 1ном(1макс) = 5(10)А; UHOM=100B; зав.№ 01185264 Госреестр СИ № 31857-06 |
| ТП-2828 РУ-0,4 кВ, ГСПК «Выборгский» | Т-0,66 УЗ, 100/5 А; класс точности 0,5S; зав.№ 039608 зав.№ 039609 зав.№ 039610 Госреестр СИ № 22656-07 | не предусмотрен | «Альфа А1800» A1805RAL-P4G-DW-4; ГОСТ Р 52323-2005; ГОСТ 26035-83 класс точности: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0; 1ном(1макс) = 5(10)А; Ином = 380 В; зав.№ 01186757 Госреестр СИ № 31857-06 |
Примечания:
1. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформатор напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
2. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в табл. 1. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Концерн «НПО Аврора» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности для реальных (рабочих) условий эксплуатации АИИС КУЭ ОАО «Концерн «НПО Аврора» приведены в табл. 2.
Таблица 2
| Наименование присоединения | Значение coscp | 1% <!/!„< 5% | 5% < I/IH< 20% | 20% <!/!„< 100% | 100% < 1ЛН< 120% |
| Активная электрическая энергия |
| 1 | ТП-2828, РУ-10 кВ, яч. 9 ТП-2828, РУ-10 кВ, яч. 17 ТП-2009, РУ-10 кВ, яч. 11 | 1,0 | ±2,14 | ±1,28 | ±1,12 | ±1,12 |
| ТП-2828, РУ-0,4 кВ ГСПК «Выборгский» | ±2,07 | ±1,15 | ±0,97 | ±0,97 |
| 2 | ТП-2828, РУ-10 кВ, яч. 9 ТП-2828, РУ-10 кВ, яч. 17 ТП-2009, РУ-10 кВ, яч. 11 | 0,8 | ±3,10 | ±2,03 | ±1,52 | ±1,52 |
| ТП-2828, РУ-0,4 кВ ГСПК «Выборгский» | ±3,02 | ±1,89 | ±1,34 | ±1,34 |
| 3 | ТП-2828, РУ-10 кВ, яч. 9 ТП-2828, РУ-10 кВ, яч. 17 ТП-2009, РУ-10 кВ, яч. 11 | 0,5 | ±5,58 | ±3,24 | ±2,44 | ±2,44 |
| ТП-2828, РУ-0,4 кВ ГСПК «Выборгский» | ±5,44 | ±3,00 | ±2,10 | ±2,10 |
| Реактивная электрическая энергия |
| 4 | ТП-2828, РУ-10 кВ, яч. 9 ТП-2828, РУ-10 кВ, яч. 17 ТП-2009, РУ-10 кВ, яч. 11 | 0,8 | ±7,68 | ±3,31 | ±2,36 | ±2,27 |
| ТП-2828, РУ-0,4 кВ ГСПК «Выборгский» | ±7,61 | ±3,15 | ±2,13 | ±2,03 |
| 5 | ТП-2828, РУ-10 кВ, яч. 9 ТП-2828, РУ-10 кВ, яч. 17 ТП-2009, РУ-10 кВ, яч. 11 | 0,5 | ±5,33 | ±2,45 | ±1,81 | ±1,80 |
| ТП-2828, РУ-0,4 кВ ГСПК «Выборгский» | ±5,29 | ±2,36 | ±1,68 | ±1,67 |
Примечание: В качестве характеристик допускаемой основной погрешности указаны доверительные границы погрешности результата измерений при доверительной вероятности 0,95.
Рабочие условия:
- параметры сети: напряжение (90+110)% UHOm; ток (24-20)% 1ном (для ИК1, ИК2); (44-70)% 1ном (для ИКЗ); (4+26)% 1ном (для ИК4); cos(p = (0,8 - 1,0);
- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов и счетчиков от 5 до 35°C.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч. Средний срок службы 30 лет;
- ТТ - средний срок службы 30 лет;
- TH - средний срок службы 25 лет.
Надежность системных решений:
■ резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники рынка электроэнергии по коммутируемой телефонной линии сети стандарта GSM;
■ регистрация событий:
- в журнале событий счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и журнале событий автоматизированного рабочего места.
Защищённость применяемых компонентов:
■ механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД (АРМ);
■ защита информации на программном уровне:
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер.
Глубина хранения информации:
■ электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток;
■ Сервер БД (АРМ) - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульных листах эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ ОАО «Концерн «НПО Аврора».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
| Обозначение | Наименование, комплектность | Кол-во |
| ТИЛ-10-М У2 | Трансформатор тока с паспортом | 6 |
| ТОЛ-10-1-1 У2 | Трансформатор тока с паспортом | 3 |
| Т-0,66 УЗ | Трансформатор тока с паспортом | 3 |
| НАМИТ-10-2 УХЛ2 | Трансформатор напряжения с паспортом | 3 |
| Al 805-RAL-P4GB-DW-4 | Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный, с паспортом и руководством по эксплуатации | 4 |
| Zyxel-U336E Plus | Модем с руководством по эксплуатации | 1 |
| Siemens МС 35i | Терминал сотовой связи с руководством по эксплуатации | 1 |
| МУС - Е - 200 - 1 | Многофункциональное устройство связи с паспортом | 1 |
| 68-09-07-МВИ-03 09 ИС | Исполнительные схемы коммутации вторичных цепей АИИС КУЭ | 1 |
| 68-09-07-МВИ-03 09_ИЭ | Инструкция по эксплуатации оперативно-дежурного персонала АИИС КУЭ | 1 |
| 68-09-07-МВИ-03 09 | Методика выполнения измерений | 1 |
Поверка
Поверка проводится в соответствии с документом «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «Концерн «НПО Аврора». Методика поверки», утвержденным с ГЦИ СИ Тест-С.-Петербург в апреле 2009 г.
Основное оборудование, необходимое для поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по ГОСТ 8.216-88;
- средства поверки счетчиков электрической энергии по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы;
- радиоприемник УКВ диапазона, принимающий сигналы службы точного времени.
Межповерочный интервал - 4 года.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
ГОСТ 7746-01 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 26035-83 «Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия».
ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003) «Статические счетчики активной энергии классы точности 0,2S и 0,5S».
Техническая документация на систему коммерческого учета электрической энергии и мощности автоматизированную АИИС КУЭ ОАО «Концерн «НПО Аврора».
Заключение
Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «Концерн «НПО Аврора» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, и метрологически обеспечен в эксплуатации.
