Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭнергоХолдинг" для энергоснабжения ООО "БВК

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭнергоХолдинг» для энергоснабжения ООО «БВК» (далее

- АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчётов.

Описание

АИИС КУЭ ООО «ЭнергоХолдинг» для энергоснабжения ООО «БВК» представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии класса точности 0,2S и

0,5S по ГОСТ Р 52323-05 (в части активной электроэнергии) и класса точности 0,5 и 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии); вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АИИС КУЭ, состоящий из центра сбора и обработки информации (ЦСОИ) на основе специализированного программного обеспечения «АльфаЦЕНТР», а также включающий в себя линии связи, сервер баз данных АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени УССВ и автоматизированное рабочее место персонала (далее - АРМ).

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.

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 преобразуются 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.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии посредством линий связи RS - 485 и через GSM модемы поступает по запросу ИВК на сервер БД, где происходит обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая создана на основе устройства синхронизации системного времени, в состав которого входит приемник

сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS). Каждую секунду передаются данные о точном времени от внутренних часов УССВ на сервер.

Коррекция показаний часов счетчиков с часами сервера происходит один раз в сутки при расхождении с часами счетчиков более чем на ±3 с. УССВ осуществляет коррекцию внутренних часов сервера БД независимо от наличия рассинхронизации не реже чем 1 раз в 60 минут.

Погрешность часов компонентов системы не превышает ± 5 с.

Программное обеспечение

Уровень ИВК содержит программное обеспечение «АльфаЦЕНТР», с помощью которого решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации.

Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении.

TH

TT

ТН

ТТ

Я

н

и

Я

н

w II

4= О " Й

i?

u>

C'N

U>

Ui

Ui

i

О

<1

^    3    Я

4^    и    H

О    11    и

40    11

<J|    —    о

^    £

н-    о    СЛ

^    Ui

H

« II

л ® " Й

4^ °

^ S

<1 о II

w 5 о оо

J_ СГ и,

о

о

u>

u>

Ui

Ui

i

О

<1

н

ш

о

ш

О

со

со

я

0 ьС

1

4--

н

я

0

н£

1

4^

н

о

о

03

о

(Л

о

Ui

о

о

4^

о

C'n

О

4-

о

й

о

§

St

Ю

Ui

ю

U)

О

О

U)

РП-99 ООО "БВК",

РУ - 10 кВ, III с.ш. - 10 кВ, яч. 304

н

*

II

I 5 5

W 5 с oo > i

о

о

Счетчик

О

РП-99 ООО "БВК",

РУ - 10 кВ, I с.ш. - 10 кВ, яч. 106

^    3    я

4^    и    Н

О    11    и

40    11

U1    !Г    о

^    £ МОИ

1—1    (JI

Счетчик

о

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ

о

OV

о

W

X

S

о

И

К

ct>

н

К

я

О

о

О

н

ё

со

о

Кц’Ктн’Ксч

20000

20000

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

<i

Наименование измеряемой величины

ьэ

го

р

3

ьэ

го

р

3

Вид энергии

*

е

на

*

е

на

*

е

на

*

е

на

Основная Погрешность ИК, ± %

'й о

40

Is)

dd

о

о

ч

о

Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ±%

U

к

о

н

и к

о н о

СО \о1 \Q OJ

к>

К)

Продолжение таблицы 2

ГПП 110/10 кВ ОАО "ФНПЦ Станкомаш" РУ - 10 кВ, IV с.ш. - 10 кВ, яч. 35

ГПП 110/10 кВ ОАО "ФНПЦ Станкомаш" РУ - 10 кВ, III с.ш. - 10 кВ, яч. 52

ы

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

о Я о н § " о о

^ *

^ 3    я

и    Н

ю II    N

с\    11

оо    о

V ©    #

о о    оо

^ D;

£

%

н

ю* н-4_, о

-I

U) Р 00 >

I ТТ-

О

О

U>

Ю    5? 11

2    S о

^    11 й

о    мо

О*'    't-л

^    и

Ы II    II —

00 00    о

О    (J,

6 5    сл

40

о

СО

О

СО

О

СО

О

СО

а

CJ

C'n

00

Oi

о

CJ

C'n

00

Oi

о

о

0 <1

ю

01

0

01 Oi

о

0

<1

01 4--

о

0 <1

ю

01

0

01 Oi

о

о

с\

чо

ю

20000

16000

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

о

*0

о

Р

3

*0

о

Р

3

>

>

JS)

1>J

JN>

1>J

ю

Ъо

ю

Ъо

В Таблице 2 в графе «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cos9=0,5 (sin9=0,87), токе ТТ, равном 5 % от 1ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 С до 40 С

1.    Нормальные условия эксплуатации:

-    параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;

-    параметры сети: диапазон напряжения - (0,98 - 1,02)ин; диапазон силы тока - (1,0 -1,2)1н; диапазон коэффициента мощности cosj (sinj) - 0,87(0,5); частота - (50 ±

0,5) Гц;

-    температура окружающего воздуха: ТТ - от минус 40 С до 50 С;ТН- от минус40 С до 50 °С; счетчиков: (23±2) °С ;

-    относительная влажность воздуха - (70±5) %;

-    атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)

2.    Рабочие условия эксплуатации: для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1)ин1; диапазон силы первичного тока - (0,01 - 1,2)1н1; коэффициент мощности cosj (sinj) - 0,5 - 1,0(0,6 -

0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от минус 40 °С до 35 °С;

-    относительная влажность воздуха - (70±5) %;

-    атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)

Для электросчетчиков:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока - (0,02 (0,01 при cos9=1) - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cosj (sinj) - 0,5 - 1,0(0,6 - 0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;

-    магнитная индукция внешнего происхождения - 0,5 мТл;

-    температура окружающего воздуха - от минус 40 °С до 55°С;

-    относительная влажность воздуха - (40-60) %;

-    атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

-    параметры питающей сети: напряжение - (220±10) В; частота - (50 ± 1) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от 15 °С до 30 °С;

-    относительная влажность воздуха - (70±5) %;

-    атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)

3.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте ООО «БВК» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

•    электросчетчик - среднее время наработки на отказ не менее 35 000 ч., время восстановления работоспособности не более 168 ч.;

•    компоненты ИВК - коэффициент готовности - не менее 0,99, среднее время восстановления - не более 1 часа

•    компоненты СОЕВ - УССВ - коэффициент готовности - не менее 0,95, среднее время восстановления - не более 168 часов

Надежность системных решений:

•    Применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих

требованиям IEC - Стандартов;

•    Стойкость к электромагнитным воздействиям;

•    Ремонтопригодность;

•    Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;

•    Мощные функции контроля процесса работы и развитые средства диагностики

системы;

•    Резервирование элементов системы;

•    Резервирование каналов связи при помощи переносного инженерного пульта;

•    Резервирование электропитания оборудования системы.

Регистрация событий:

•    журнал событий счетчика:

-    попытки несанкционированного доступа;

-    связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных;

-    изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;

-    отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

-    перерывы питания.

•    журнал событий ИВК:

-    даты начала регистрации измерений;

-    перерывов электропитания;

-    программных и аппаратных перезапусков;

-    установка и корректировка времени;

-    нарушение защиты ИВК;

-    отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени.

Защищенность применяемых компонентов:

•    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    привод разъединителя трансформаторов напряжения;

-    клеммы низкого напряжения трансформаторов напряжения;

-    корпус (или кожух) автоматического выключателя в цепи трансформатора напряжения, а так же его рукоятка (или прозрачная крышка);

-    клеммы вторичной обмотки трансформаторов тока;

-    промежуточные клеммники, через которые проходят цепи тока и напряжения;

-    испытательная коробка (специализированный клеммник);

-    крышки клеммных отсеков счетчиков;

•    защита информации на программном уровне:

-    результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);

-    установка пароля на счетчик;

-    установка пароля на сервер БД ИВК.

Глубина хранения информации:

•    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 30 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

•    ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭнергоХолдинг» для энергоснабжения ООО «БВК» типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ ООО «ЭнергоХолдинг» для энергоснабжения ООО «БВК» представлена в таблице 3.

ООО «БВК»

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ ООО «ЭнергоХолдинг» для энергоснабжения

Поверка

осуществляется по документу МП 55488-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭнергоХолдинг» для энергоснабжения ООО «БВК». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в сентябре 2013 г.

Перечень основных средств поверки:

-    трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;

-    трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    по МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    по МИ 3196-2009. «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ и согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ 20.11.2007 г.»;

-    счетчиков типа ЦЭ6850М - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии ЦЭ6850. Методика поверки ИНЕС.411152.034.Д1», утвержденным ФГУП «ВНИИМ им. Д. И. Менделеева» 15 декабря 2002 г.;

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-    Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Автоматизированная информационноизмерительная система коммерческого учета электроэнергии ООО «ЭнергоХолдинг» для энергоснабжения ООО «БВК». Технорабочий проект 09.2013. БВК-АУ.ПЗ».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭнергоХолдинг» для энергоснабжения ООО «БВК»

1.    ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

2.    ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

3.    ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

4.    ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

5.    ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».

6.    ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».

7.    ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

8.    «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ООО «ЭнергоХолдинг» для энергоснабжения ООО «БВК». Технорабочий проект 09.2013.БВК-АУ.ПЗ».

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.