Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Бурятзолото» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ОАО «Бурятзолото»; сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
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 оптового рынка электроэнергии результатов измерений;
предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций -участников оптового 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 системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 и 0,5S по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (TH) класса точности 0,5 и 0,2 по ГОСТ 1983, счётчики активной и реактивной электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М классов точности 0,5S по ГОСТ Р 52323 для активной электроэнергии и 1,0 по ГОСТ Р 52425 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1 (8 измерительных каналов).
2-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, сервер опроса и базы данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени (УССВ), реализованное на приборе спутниковой связи GPS, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).
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. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков с помощью проводных линий связи поступает на верхний уровень системы, где осуществляется вычисление потребленной электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени, включающей в себя прибор спутниковой связи GPS. Время сервера АИИС синхронизировано со временем прибора спутниковой связи GPS. Погрешность коррекции времени сервера ±0,1 с.. Сличение времени счетчиков с временем сервера каждые 30 мин, при расхождении времени счетчиков с временем сервера ±2 с выполняется корректировка.. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 1.
Таблица 1. Метрологические характеристики ИК
| Номер точки измерений и наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | TH | Счетчик | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 1 | ПС 110/35/6 кВ "Самарта" Ввод ПОкВ ГТ | ТФЗМ-110Б-ГУУ1 Кл. т. 0,5 150/5 Зав.№ 12581 Зав.№ 12577 Зав.№ 12582 | НКФ-110 Кл. т. 0,5 110000:^3/ 100:^3 Зав.№ 3552 3ав.№ 3551 Зав.№ 3405 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/l,0 Зав.№ 060609725 | Активная, реактивная | ± 1,2 ±2,7 | ±3,3 ±5,8 |
| 2 | ПС 110/35/6 кВ "Самарта" Ввод ПО кВ 2Т | ТФЗМ-110Б-1УУ1 Кл. т. 0,5 150/5 Зав.№ 12665 Зав.№ 12588 Зав.№ 12584 | НКФ-110 Кл. т. 0,5 110000:^3/ 100:^3 Зав.№ 7359 Зав.№ 3562 Зав.№ 46449 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/l,0 Зав.№ 0607090200 | Активная, реактивная | ± 1,2 ±2,7 | ±3,3 ±5,8 |
| 3 | ПС 110/35/6 кВ "Самарта" ВЛ-35 кВ "Монды-Орлик" | ТФЗМ-35А-У1 Кл. т. 0,5S 100/5 Зав.№ 73947 Зав.№ 73952 Зав.№ 73953 | ТАМИ-35 УХЛ1 Кл. т. 0,5 35000/100 Зав.№52 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/l,0 Зав.№ 0607090524 | Активная, реактивная | ± 1,2 ±2,7 | ±3,4 ±5,8 |
| 4 | ПС 110/6 кВ "Ирокинда" Ввод-110 кВ 1Т | ТВГ-110 Кл. т. 0,5S 75/1 Зав.№ 861-10 Зав.№ 858-10 Зав.№ 860-10 | НАМИ-110 Кл. т. 0,2 110000:^3/ 100:л/3 Зав.№ 1319 Зав.№ 1850 Зав.№ 1822 | ПСЧ-4ТМ.05М.02 Кл. т. 0.5S/1,0 Зав.№ 0604090640 | Активная, реактивная | ± 1,0 ±2,7 | ±3,3 ±5,7 |
| 5 | ПС 110/6 кВ "Ирокинда" Ввод-110 кВ 2Т | ТВГ-110 Кл. т. 0,5S 75/1 Зав.№ 857-10 Зав.№ 859-10 Зав.№ 856-10 | НАМИ-110 Кл. т. 0,2 110000:</3/ 100:л/3 Зав.№ 278 Зав.№ 207 Зав.№4566 | ПСЧ-4ТМ.05М.02 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав.№ 0604090570 | Активная, реактивная | ± 1,0 ±2,7 | ±3,3 ±5,7 |
| 6 | ПС 110/6 кВ "Ирокинда" ячейка №10 ф. "Посёлок" | ТЛК-10-6УЗ Кл. т. 0,5 150/5 Зав.№ 16237 Зав.№ 14872 | НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав .№1039 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/l,0 Зав.№ 0607090300 | Активная, реактивная | ± 1,2 ±2,7 | ±3,3 ±5,8 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия:
параметры сети: напряжение (0,98 -ь 1,02) Uhom; ток (1 -5-1,2) Гном, coscp = 0,9 инд.;
температура окружающей среды (20 ± 5) °C.
4. Рабочие условия:
параметры сети: напряжение (0,9 ч-1,1) Uhom; ток (0,05-5-1,2) Гном; 0,5 инд.<со5<р<0,8 емк.
допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 70°С,
для счетчиков от минус 40 до + 70С; для УСПД от минус 10 до +50 °C, для сервера от +15 до +35 °C;
5. Погрешность в рабочих условиях указана для coscp = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °C до +40 °C;
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии;
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 2 ч.
Надежность системных решений:
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика,
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 1 раз в сутки (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- Сервер АИИС - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Бурятзолото».
Комплектность
Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Бурятзолото» определяется проектной документацией на систему.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Поверка
Поверка проводится в соответствии с документом «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Бурятзолото». Измерительные каналы. Методика поверки», согласованным с ВНИИМС в августе 2010 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ-по ГОСТ 8.217-2003;
- ТЫ - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- Счетчик ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007г.;
- Приемник сигналов точного времени.
Межповерочный интервал - 4 года.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ 34.601-90. Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002. ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные . положения.
Заключение
Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Бурятзолото» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации.
