Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Нижноватомэнергосбыт» для электроснабжения ЗАО «Картонтара» (в дальнейшем - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также автоматизированного сбора, хранения, обработки и отражения полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
периодический (1 раз в 30 минут, час, сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с дискретностью учета (30 мин) и данных о состоянии средств измерений;
хранение данных об измеренных величинах в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
передача в заинтересованные организации результатов измерений;
предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений со стороны сервера заинтересованной организации к информационно-вычислительному комплексу (далее - ИВК), устройству сбора и передачи данных (далее - УСПД);
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1 -й уровень (ИИК) - трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746; трансформаторы напряжения (TH) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983; счётчики типа EA05RAL-B-3 и EAO5RL-B-3 класса точности 0,5S по ГОСТ 30206-94 для активной электроэнергии и 1,0 по ГОСТ 26035-83 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1.
2-й уровень (ИВКЭ) - УСПД типа «RTU-325».
3-й уровень (ИВК) - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, коммуникационный сервер опроса и сервер баз данных Краснодарского филиала ОАО «Нижноватомэнергосбыт», автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и соответствующее программное обеспечение (ПО).
Принцип работы АИИС КУЭ заключается в следующем.
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. Принцип действия счетчика основан на измерении мгновенных значений входных сигналов тока и напряжения шестиканальным аналого-цифровым преобразователем (АЦП), с последующим вычислением среднеквадратических значений токов и напряжений, активной, реактивной и полной мощности и энергии, углов сдвига фазы и частоты цифровым сигнальным процессором. Счетчик также имеет в своем составе микроконтроллер, энергонезависимую память данных и встроенные часы реального времени, позволяющие вести учет активной и реактивной энергии по тарифным зонам суток.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по выделенным линиям связи, с помощью факсмодемов, поступает на входы УСПД (ИВКЭ), где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача данных при помощи основного канала связи на верхний уровень системы ИВК.
Основным каналом связи является телефонная сеть общего пользования (ТфСОП), данные передаются при помощи факс-модемов.
На верхнем уровне АИИС КУЭ (ИВК) выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Сервер баз данных ИВК передает данные в другие заинтересованные организации. Для передачи данных в качестве канала связи используется выделенный канал связи до сети провайдера Интернет.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя два устройства синхронизации системного времени (УССВ) на базе GPS-приемника, работающие независимо друг от друга, встроенные часы реального времени сервера АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков. Система обеспечения единого времени (СОЕВ) выполняет функцию синхронизации хода внутренних часов элементов системы на всех уровнях АИИС КУЭ, с обеспечением перехода на «Зимнее» и «Летнее» время и работает по часовому поясу г. Москва. Данная функция является централизованной. Корректировка времени на уровнях ИВК, ИВКЭ, ИИК АИИС КУЭ осуществляется последовательно, начиная с верхних уровней.
Коррекция времени в УСПД производится автоматически по сигналам УССВ уровня ИВКЭ один раз в час при условии превышения допустимого значения рассогласования. Допустимое время рассогласования составляет ± 2 с. УССВ уровня ИВК ежесекундно сличается со временем сервера (ИВК) и осуществляет коррекцию времени сервера АИИС КУЭ при достижении допустимого значения рассогласования, равного ± 10 мс. Сличение времени счетчиков по времени УСПД осуществляется каждые тридцать минут. Коррекция времени в счетчиках Евро Альфа производится автоматически при условии превышения допустимого значения рассогласования, равного ± 2 с.
Все действия по синхронизации хода внутренних часов отображаются и записываются в журнал событий на каждом из вышеперечисленных уровней.
Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Состав измерительных каналов
| Номер точки измерений и наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | TH | Счетчик | УСПД | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 1 | ВЛ-35 кВ "МайГЭС" -ПС 35/6 кВ "Южная", Т-2 | ТПОЛ-10 УЗ 1000/5 КТ 0,5 ф.А №7303 ф.С №7405 | НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 №2803 | EA05RAL-B-3 KT0,5S/l,0 №01089800 | RTU-325 №000903 | Активная, реактивная | ± 1,1 ±2,7 | ±3,2 ±5,1 |
| 2 | ВЛ-35 кВ "Северная" -ПС 35/6 кВ "Южная", Т-1 | ТПОЛ-Ю УЗ 1000/5 КТ 0,5 ф.А №5489 ф.С №5385 | НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 №6342 | EA05RAL-B-3 KT0,5S/l,0 №01089807 |
| 3 | ПС 35/6 кВ "Южная"; РУ-6 кВ, ф. Кирпичный завод | ТПЛМ-10 300/5 КТ 0,5 ф.А №07972 ф.С №06787 | НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 №2803 | EA05RL-B-3 КТ 0,5S/l,0 №01096012 |
| 4 | КЛ-6 кВ, ф. "Дубзавод", РУ-6 кВ ПС 35/6 кВ "Южная" | ТПЛ-10 400/5 КТ 0,5 ф.А №23485 ф.С №22370 | НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 №2803 | EA05RL-B-3 KT0,5S/l,0 №01096044 |
| 5 | КЛ-6 кВ, ф. "КЭЧ-1", РУ-6 кВ ПС 35/6 кВ "Южная" | ТПЛ-10 300/5 КТ 0,5 ф.А №63066 ф.С №61531 | НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 №2803 | EA05RL-B-3 KT0,5S/l,0 №01096043 |
| 6 | КЛ-6 кВ, ф. "ТГ-6-1", РУ-6 кВ ПС 35/6 кВ "Южная" | ТПЛ-10 200/5 КТ 0,5 ф.А №11561 ф.С №2972 | НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 №2803 | EA05RL-B-3 KT0,5S/l,0 №01096038 |
| Номер точки измерений и наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
| тт | TH | Счетчик | УСПД | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 7 | КЛ-6 кВ, ф. "Военный городок", РУ-6 кВ; ПС 35/6 кВ "Южная" | ТПЛ-10 400/5 КТ 0,5 ф.А №22962 ф.С №36369 | НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 №6342 | EA05RL-B-3 KT0,5S/l,0 №01096105 | RTU-325 №000903 | Активная, реактивная | ± 1,1 ±2,7 | ±3,2 ±5,1 |
| 8 | КЛ-6 кВ, ф пТГ.г<5 ру.6 кВ ПС 35/6 кВ "Южная" | ТПЛ-10 200/5 КТ 0,5 ф.А №16160 ф.С №16336 | НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 №6342 | EA05RL-B-3 KT0,5S/l,0 №01096083 |
| 9 | КЛ-6 кВ, ф. "КЭЧ-2", РУ-6 кВ ПС 35/6 кВ "Южная" | ТПЛ-10 300/5 КТ 0,5 ф.А №62851 ф.С №62893 | НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 №6342 | EA05RL-B-3 KT0,5S/l,0 №01096024 |
| 10 | КЛ-6 кВ, ф. "АТС", РУ-6 кВ ПС 35/6 кВ "Южная" | ТПЛМ-10 150/5 КТ 0,5 ф.А №69731 ф.С №66921 | НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 №6342 | EA05RL-B-3 KT0,5S/l,0 №01096058 |
| 11 | КЛ-6 кВ, ф. "ТГ-6-2", РУ-6 кВ ПС 35/6 кВ "Южная" | ТПЛ-10 200/5 КТ 0,5 ф.А №3205 ф.С №9166 | НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 №6342 | EA05RL-B-3 KT 0,5S/l,0 №01096063 |
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 4- 1,02) UH0M; ток (1 4- 1,2) 1ном, частота (95 4- 105)fHOM; coscp = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды (20 ± 5) °C.
4. Рабочие условия:
- параметры сети: напряжение (0,9 4- 1,1) ином; ток (0,054- 1,2) 1ном;
- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 70 °C, для счетчиков типа ЕвроАльфа от минус 40 до +70 °C, для сервера от + 10 до +40 °C; для УСПД от минус 0 до +75°С.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для coscp = 0,8 инд; температура окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от + 10 до + 30°С.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 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 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50000 ч, среднее время восстановления работоспособности (te) не более 2 ч;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40000 ч, среднее время восстановления работоспособности (te) не более 2 ч;
- сервер - коэффициент готовности не менее 0,99, среднее время восстановления работоспособности 24 ч;
- коммуникационный сервер опроса - коэффициент готовности не менее 0,99, среднее время восстановления работоспособности 24 ч.
Надежность системных решений:
- резервирование питания:
- УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- диагностика:
- в журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в УСПД;
- мониторинг состояния АИИС КУЭ:
- удаленный доступ:
- возможность съема информации со счетчика автономным способом;
- визуальный контроль информации на счетчике.
Организационные решения:
- наличие эксплуатационной документации.
Защищённость применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- ИИК:
- электросчётчика;
- вторичных цепей:
- промклеммников;
- ИВКЭ:
-УСПД;
- ИВК:
- сервера БД;
- коммуникационного сервера опроса;
- наличие защиты на программном уровне:
- информации;
- использование электронной цифровой подписи при передаче результатов измерений;
- при параметрировании:
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервера;
- установка пароля на конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ.
Возможность проведения измерений следующих величин:
- приращение активной электроэнергии (функция автоматическая);
- приращение реактивной электроэнергии (функция автоматическая);
- время и интервалы времени (функция автоматическая).
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматическая);
- УСПД (функция автоматическая);
- ИВК (функция автоматическая).
Возможность сбора информации:
- результатов измерения (функция автоматическая);
- состояния средств измерения (функция автоматическая).
Цикличность:
- измерений:
- 30 минутные приращения (функция автоматизирована);
- сбора:
- 1 раз в сутки (функция автоматизирована);
Возможность предоставления информации в заинтересованные организации:
- о результатах измерения (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации (профиля):
- электросчетчики типа EA05RAL-B-3 и EA05RL-B-3 имеют энергонезависимую память для хранения профиля нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 50 суток, данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а также запрограммированных параметров (функция автоматическая);
- УСПД - суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 3 месяца, сохранение информации при отключении питания - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована);
- ИВК - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматическая).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии ОАО «Нижноватомэнергосбыт» для электроснабжения ЗАО «Картонтара».
Комплектность
Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АНИС КУЭ) ОАО «Нижноватомэнергосбыт» для электроснабжения ЗАО «Картонтара» 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 «Нижноватомэнергосбыт» для электроснабжения ЗАО «Картонтара». Методика поверки», согласованным с ФГУП «ВНИИМС» в мае 2010 г. Межповерочный интервал - 4 года.
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;
- счетчики ЕвроАЛЬФА - по методике поверки «Многофункциональный счетчик электрической энергии типа ЕвроАЛЬФА (ЕА). Методика поверки»;
- УСПД RTU - 325 - по методике поверки «Комплексы аппаратно-програмных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-ЗОО». Методика поверки» ДИЯМ.466453.005 МП.
Приемник сигналов точного времени.
Нормативные документы
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
ГОСТ 26035-83 «Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия» 1.
ГОСТ 30206-94 "Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (класс точности 0,2 S и 0,5 S)»2.
ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
МИ 2999-2006 «ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Рекомендации по составлению описания типа».
Техническая документация на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии ОАО «Нижноватомэнергосбыт» для электроснабжения ЗАО «Картонтара».
Заключение
Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Нижноватомэнергосбыт» для электроснабжения ЗАО «Картонтара» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, и метрологически обеспечен в эксплуатации.
