, НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «ЭЛАРА» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ОАО «ЭЛАРА»; 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 по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) классов точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983, счётчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.02.2 классов точности 0,5S по ГОСТ 30206 для активной электроэнергии и 1,0 по ГОСТ 26035 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1 (7 измерительных канала).
2-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, в том числе GSM-модемы Siemens, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, сервер сбора данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-1, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).
Первичные 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 поступает на верхней уровень системы, где осуществляется вычисление потребленной электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, 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 УСВ-1. Время сервера АИИС синхронизировано со временем УСВ-1, корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и УСВ-1 ±1 с.. Сличение времени счетчиков с временем сервера каждые 30 мин, при расхождении времени счетчиков с временем сервера ±2 с выполняется корректировка, но не чаще чем раз в сутки. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Технические характеристики
Таблица 1. Состав измерительных каналов и метрологические характеристики ИК
| Номер точки измерений и наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электро энергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 1 | ПС 110/6 кВ "Западная"; 1 с.ш;. яч. 6 кВ №115 | ТПЛМ-10 400/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 59185 Зав.№ б/н | НАМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав.№ 2257 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав.№ 02041181 | - | Активная, реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,2 |
| 2 | ПС110/6 кВ "Западная"; 2 с.ш;. яч. 6 кВ №220 | ТПЛМ-10 400/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 20488 Зав.№ 20868 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав.№ 1870 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав.№ 03042016 | Активная, реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,2 |
| 3 | ПС 110/6 кВ "Западная"; 2 с.ш;. яч. 6 кВ №224 | ТПЛМ-10 300/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 42991 Зав.№ 42061 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав.№ 02041240 | Активная, реактивная | ± 1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,2 |
| 4 | ПС 110/6 кВ "Западная"; 3 с.ш;. яч. 6 кВ №319 | ТПЛ-10 300/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ б/н Зав.№ б/н | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 6000/100 Зав.№ 7270,7181 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав.№ 02042005 | Активная, реактивная | ± 1,0 ±2,5 | ±3,2 ±5,1 |
| 5 | ПС 110/6 кВ "Студенческая"; 1с.ш. яч. 6 кВ №117 | ТПЛМ-10 400/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 55773 Зав.№ 70499 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав.№ 2907 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав.№ 03044198 | Активная, реактивная | ± 1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,2 |
| 6 | ПС 110/6 кВ "Студенческая"; 4 с.ш. яч. 6 кВ №410 | ТПЛ-10 400/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 64171 Зав.№ 60105 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 6000/100 Зав.№ 499 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав.№ 03042053 | Активная, реактивная | ± 1,0 ±2,5 | ±3,2 ±5,1 |
| 7 | РП-бкВ СЗРК котельной 4-С СЗПРотПС 110\6 кВ "Студенческая" | ТПЛ-10 100/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 4422 Зав.№ 4050 | НАМИ-10У2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав.№ 2112 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав.№ 09051201 | Активная, реактивная | ± 1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,2 |
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 + 1,02) Uhom; ток (1,0 + 1,2) Ihom, coscp = 0,9 инд.; температура окружающей среды (20 ± 5) °С.
4. Рабочие условия:
параметры сети: напряжение (0,9 +1,1) Uhom; ток (0,05+ 1,2) Ihom; 0,5 инд.<собф<0,8 емк. допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 70°С, для счетчиков от минус 40 до + 70С; для сервера от +15 до +35 °С;
5. Погрешность в рабочих условиях указана для coscp = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до +40 °С;
6. 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;
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.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.02.2- среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 2 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания севера с помощью источника бесперебойного питания;
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервера;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
1 - выключение и включение сервера.
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 «ЭЛАРА» типографским способом.
Комплектность
Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ЭЛАРА» 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 «ЭЛАРА». Измерительные каналы. Методика поверки», согласованным с ВНИИМС в августе 2010 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-20003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6Л/3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;
- Счетчик СЭТ-4ТМ.02.2 - в соответствии с документом «Счетчики активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087 РЭ1, раздел «Методика поверки». Методика поверки согласована ГЦИ СИ Нижегородского ЦСМ;
- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений 27008-04;
- Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от -20...+ 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10... 100 %, дискретность 0,1 %.
Межповерочный интервал - 4 года.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94. ГОСТ 34.601-90.
ГОСТ Р 8.596-2002.
ГОСТ 7746 ГОСТ 1983 ГОСТ 26035-83
ГОСТ 30206-94
Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Трансформаторы тока. Общие технические условия Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия.
Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S - 0,5S).
ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки ГОСТ 8.216-88 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки.
МИ 2999-2006 "Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационно
измерительные коммерческого учета электрической энергии. Рекомендации по составлению описания типа".
МИ 3000-2006 "Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационно
измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки".
Техническая документация на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ЭЛАРА».
Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ЭЛАРА» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации.
