Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ФГУП «РТРС» «Волгоградский областной радиотелевизионный передающий центр» (далее по тексту - АИИС КУЭ филиала ФГУП «РТРС» «Волгоградский ОРТПЦ») предназначается для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля за потреблением электроэнергии и мощности в филиала ФГУП «РТРС» «Волгоградский ОРТПЦ» по всем расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в центры сбора: ИАСУ КУ ОАО «АТС», филиал регионального ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» Волгоградское РДУ, ОАО «Волгоградэнергосбыт».
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.
Описание
АИИС КУЭ филиала ФГУП «РТРС» «Волгоградский ОРТПЦ» представляет собой двухуровневую автоматизированную информационно-измерительную систему коммерческого учета электроэнергии с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Первый уровень включает в себя четыре (4) информационно-измерительных комплекса (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 филиала ФГУП «РТРС» «Волгоградский ОРТПЦ» 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 (УСПД) типа P2S, терминал в свою очередь через GSM-модем перенаправляет запрос на счетчик с нужным адресом.
Счетчик в ответ пересылает данные через терминал 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 ОАО «АТС», филиал регионального ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» Чувашское РДУ, ОАО «Чувашская энергосбытовая компания».
Взаимодействие между АИИС филиала ФГУП «РТРС» «Волгоградский ОРТПЦ» и филиалом регионального ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» Волгоградское РДУ, ОАО «Волгоградэнер-госбыт» 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 ТфССОП. 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 филиала ФГУП «РТРС» «Волгоградский ОРТПЦ» 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.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ филиала ФГУП «РТРС» «Волгоградский ОРТПЦ» приведен в таблице 1.
Таблица 1
| №ИИК | Наименование объекта | Состав измерительного канала |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии многофункциональный | Терминал связи (УСПД) | Сервер сбора данных (ССД) |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| ТП-А-577 d | шлиала ФГУП «РТРС» «Волгоградский ОРТПЦ» |
| 1 | ЗРУ-6 кВ, ячейка №1 Код точки | тпол-ю Кл.т. 0,5 Ктт=600/5 Зав. №5010 Зав. №8473 Госреестр №1261-02 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 Зав. №9410 Госреестр№2611- 70 | ТЕ 851 Кл.т.0,28/0,5 Зав. №18450047 Госреестр№ 23307-02 | P2S-K33-00-V1.25 Зав. №34791641 Г осреестр№17563-05 | HP 150Т Proliant ML |
| 2 | ЗРУ-6 кВ, ячейка №7 Код точки | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт=600/5 Зав. №9218 Зав. №12411 Госреестр №1261-02 | HTMK-6 Кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 Зав. №271 Госреестр№ 323-49 | ТЕ 851 Кл.т.0,28/0,5 Зав. №18450045 Госреестр№ 23307-02 |
| 3 | ЗРУ-6 кВ, ячейка №10 Код точки | тпл-ю Кл.т. 0,5 Ктт=300/5 Зав. №13450 Зав. №11972 Госреестр №1276-59 | HTMK-6 Кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 Зав. №271 Госреестр№ 323-49 | ТЕ 851 Кл.т.0,28/0,5 Зав. №18448955 Госреестр№ 23307-02 |
| 4 | ЗРУ-6 кВ, ячейка №13 Код точки | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт=600/5 Зав. №20871 Зав. №5022 Госреестр №1261-02 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 Зав. №9410 Г осреестр№2611-70 | ТЕ 851 Кл.т.0,28/0,5 Зав. №18450064 Госреестр№ 23307-02 |
Метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ филиала ФГУП «РТРС» «Волгоградский ОРТПЦ» приведены в таблице 2.
Таблица 2
| Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ филиала ФГУП «РТРС» «Волгоградский ОРТПЦ» |
| Номер канала | COS ф | 85 %, Wpj %<WP„3M< Wp 20% | 820%, Wp 20%- Wp изм< Wp joo % | 8100%, Wp 100%- Wp„3M< Wp j20 |
| 1-4 ТТ-0,5; ТН-0,5; C4-0,2S | 1 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 |
| 0,9 | ±2,4 | ±1,4 | ±1,2 |
| 0,8 | ±2,9 | ±1,7 | ±1,4 |
| 0,7 | ±3,6 | ±2,0 | ±1,6 |
| 0,5 | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 |
| Границы допускаемой относительной погрешности измерения реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ филиала ФГУП «РТРС» «Волгоградский ОРТПЦ» |
| Номер канала | cos<p/sin<p | 85 %, Wq 5 %- Wo изм< Wq 20 % | 820 %, Wq 20 %- W0 изм< Wq 100% | 8100%, Wo 100%^ Wo ИЗМ< Wq 120 % |
| 1-4 ТТ-0,5; ТН-0,5; СЧ-0,5 | 0,8/0,6 | ±7,1 | ±3,9 | ±2,9 |
| 0,7/0,7 | ±4,5 | ±2,5 | ±1,9 |
| 0,6/0,8 | ±3,7 | ±2,1 | ±1,7 |
| 0,5/0,9 | ±2,7 | ±1,6 | ±1,3 |
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 филиала ФГУП «РТРС» «Волгоградский ОРТПЦ»:
напряжение питающей сети: напряжение (0,98...1,02)*Uhom, ток (1 ^1,2) 1ном, cosq>=0,9 инд;
температура окружающей среды (20±5) 47
4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ филиала ФГУП «РТРС» «Волгоградский ОРТПЦ»:
напряжение питающей сети (0,9... 1,1)*Uhom, ток (0,05... 1,2)*1ном;
температура окружающей среды:
для счетчиков электроэнергии ТЕ 851 от минус 25 42 до плюс 60°(2;
для P2S от 0 42 до плюс 50 42;
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 филиала ФГУП «РТРС» «Волгоградский ОРТПЦ» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ филиала ФГУП «РТРС» «Волгоградский ОРТПЦ» как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ филиала ФГУП «РТРС» «Волгоградский ОРТПЦ» измерительных компонентов:
• счетчиков электроэнергии ТЕ 851 - среднее время наработки на отказ не менее 1065275 часов;
• УСПД P2S - 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 (P2S) Тв < 24 ч
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ филиала ФГУП «РТРС» «Волгоградский ОРТПЦ» 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).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ филиала ФГУП «РТРС» «Волгоградский ОРТПЦ» типографским способом.
Комплектность
Таблица 3
| Наименование | Обозначение (тип) | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 6 |
| ТПЛ-10 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 1 |
| НТМК-6 | 1 |
| Терминал связи (УСПД) | P2S | 3 |
| Сервер сбора данных (ССД) | HP Proliant ML15OTO3 | 1 |
| Счетчик статический трехфазный переменного тока активной и реактивной энергии | ТЕ 851 | 4 |
| GSM-Модем | Siemens МС-35 | 2 |
| GPS-приемник | BR-355 | 1 |
| Модем | Zyxel U-336S | 1 |
| Руководство по эксплуатации | ИЮНД.411711.013.РЭ | 1 |
| Формуляр | ИЮНД.411711.013.ФО-ПС | 1 |
| Методика поверки | МП-517/446-2008 | 1 |
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Поверка
Поверка проводится в соответствии с документом «ГСП. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ФГУП «РТРС» «Волгоградский ОРТПЦ». Методика поверки» МП-517/446-2008, утвержденным ФГУ «Ростест-Москва» в июне 2008 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ-по ГОСТ 8.217-2003;
- TH - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- Счетчик ТЕ 851 - по документу ГОСТ 8.584-2004 «ГСИ. Счетчики статические активной электрической энергии переменного тока. Методика поверки»;
- Терминал связи P2S - по методике поверки МП 58-263-2003 «ГСИ. Система коммерческого учета энергопотребления автоматизированная типа SEP2 фирмы Iskraemeco (Словения). Методика поверки измерительных каналов»;
- Радиочасы «МИР РЧ-01».
Межповерочный интервал - 4 года.
Нормативные документы
1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
2 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
3 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
4 ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия
5 ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
6 ГОСТ Р 30206-96. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
7 МИ 2999-2006 «Рекомендация. ГЦИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Рекомендации по составлению описания типа».
Заключение
Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиал ФГУП «РТРС» «Волгоградский ОРТПЦ», зав. № 006 утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственным поверочным схемам.
