Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭнергоХолдинг" для энергоснабжения ЗАО «Энгельсский трубный завод» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергиии мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94 в режиме измерений активной электроэнергии, ГОСТ Р 52425-200 и ГОСТ 26035-835 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2
4.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (далее -УСПД) и каналообразующую аппаратуру;
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер ИВК АИИС КУЭ ООО "ЭнергоХолдинг" для энергоснабжения ЗАО «Энгельсский трубный завод» на базе ПО «АльфаЦентр», устройство синхронизации системного времени УССВ, автоматизированное рабочее место персонала, а так же совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, ее обработку и хранение
Измерительные каналы №1-2 (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ, ИК №3 состоит из двух.
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.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК №1-2 по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной инфор-
Лист № 2 Всего листов 9
мации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Цифровой сигнал с выходов счетчика ИК №3 поступает непосредственно на сервер, установленный в ЦСОИ ООО «ЭнергоХолдинг».
Передача данных на верхний уровень системы осуществляется по основному (GPRS) или резервному (GSM) каналам связи.
На верхнем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.
Данные по группам точек поставки в организации-участники ОРЭ и РРЭ, в том числе ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка с использованием ЭЦП субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится с сервера ИВК настоящей системы
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК. Синхронизация времени производится с помощью GPS-приемника, принимающего сигналы глобальной системы позиционирования. В качестве приемника сигналов GPS о точном астрономическом времени используется устройство синхронизации системного времени (УССВ), подключаемое к ИВК. Сличение времени ИВК со временем УССВ происходит при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки. Коррекция времени ИВК с временем УССВ осуществляется при расхождении времени ИВК с временем УССВ на величину более ± 1 с. Сличение часов УСПД с часами ИВК осуществляется каждый сеанс связи, коррекция времени УСПД со временем ИВК осуществляется вне зависимости от наличия расхождений. Сличение часов счетчиков (для ИК №1-2) с часами УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками (каждые 30 мин), корректировка часов счетчиков осуществляется при расхождении времени УСПД со временем счетчиков на величину более ± 1с. Сличение часов счетчика ИК №3 с часами ИВК производится каждый сеанс связи (1 раз в сутки), корректировка часов счетчиков осуществляется при расхождении времени ИВК со временем счетчиков на величину более ± 1 с.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ 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.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. С помощью ПО «АльфаЦЕНТР» решаются задачи коммерческого многотарифного учета расхода и прихода электроэнергии в течение заданного интервала времени, измерения средних мощностей на заданных интервалах времени, мониторинга нагрузок заданных объектов.
Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении
Идентификационные признаки | Значение |
Идентификационное наименование ПО | «АльфаЦЕНТР АРМ» | «АльфаЦЕНТР СУБД «Oracle» | «Альф аТ ЦЕНТР Коммуникатор» |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 4 | 9 | 3 |
Цифровой идентификатор ПО | a65bae8d7150931f8 11cfbc6e4c7189d | Bb640e93f359bab1 5a02979e24d5ed48 | 3 ef7fb23 cfl60f56602 lbf19264ca8d6 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 - 4, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
о, е S о Н | Наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии |
ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Сервер |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
1 | ПС «Индустриальная» 110/10/6 кВ, I с.ш, яч. №35 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 200/5 | НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | ЭКОМ- 3000 Зав.№0908 2259 | HPProliantDL 160 Gen8 | активная реактивная |
2 | ПС «Индустриальная» 110/10/6 кВ, II с.ш, яч. №21 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 200/5 | НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 | активная реактивная |
3 | ТП-6 10/0,4 кВ ЗАО «Эн-гельсский трубный завод», РУ-0,4 кВ ООО «Ломпром Саратов» | Т-0,66 Кл.т. 0,5 400/5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл.т. 0,5 S/1,0 | - | активная реактивная |
| | Метрологические характеристики ИК |
Номер ИК | Диапазон тока | Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95, (±^), % | Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95, (±^), % |
| | cosj = 0,9 | cosj = 0,8 | cosj = 0,5 | cosj = 0,9 | cosj = 0,8 | cosj = 0,5 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
1, 2 | 1н1<11<1,21н1 | 1,1 | 1,3 | 2,2 | 1,7 | 2,0 | 2,7 |
| 0,21н1<11<1н1 | 1,4 | 1,7 | 3,0 | 1,9 | 2,3 | 3,3 |
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 0,051н1<11<0,21н1 | 2,3 | 2,9 | 5,4 | 2,6 | 3,3 | 5,6 |
3 (ТТ 0,5; Сч 0,5S) | 1н1<11<1,21н1 | 0,9 | 1,1 | 1,9 | 1,5 | 1,9 | 2,4 |
0,21н1<11<1н1 | 1,2 | 1,5 | 2,7 | 1,7 | 2,1 | 3,1 |
0,051н1<11<0,21н1 | 2,2 | 2,8 | 5,3 | 2,5 | 3,2 | 5,5 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
| | Метрологические характеристики ИК |
Номер ИК | Диапазон тока | Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95, (±^), % | Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95, (±^), % |
| | cosj = 0,9 | cosj = 0,8 | cosj = 0,5 | cosj = 0,9 | cosj = 0,8 | cosj = 0,5 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
1, 2 | 1н1<11<1,21н1 | 2,7 | 2,1 | 1,5 | 4,2 | 3,8 | 3,6 |
| 0,21н1<11<1н1 | 3,6 | 2,6 | 1,8 | 4,8 | 4,1 | 3,7 |
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,051н1<11<0,21н1 | 6,4 | 4,4 | 2,7 | 7,2 | 5,5 | 4,2 |
3 (ТТ 0,5; Сч 1,0) | 1н1<11<1,21н1 | 2,3 | 1,8 | 1,3 | 4,0 | 3,6 | 3,5 |
0,21н1<11<1н1 | 3,3 | 2,4 | 1,6 | 4,6 | 3,9 | 3,6 |
0,051н1<11<0,21н1 | 6,3 | 4,3 | 2,6 | 7,0 | 5,3 | 4,1 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети:
диапазон напряжения (0,98 - 1,02) Ином; диапазон силы тока (1 - 1,2) 1ном,
частота (50±0,15) Гц;
коэффициент мощности cosj = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды:
ТТ и ТН от минус 40 °C до плюс 50 °C;
счетчиков от плюс21 °С до плюс 25 °C;
УСПД от плюс 10 °С до плюс 30 °C;
ИВК отплюс 10 °C до плюс 30 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия эксплуатации:
- для ТТ и ТН:
-параметры сети:
диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Ин1;
диапазон силы первичного тока - (0,02 - 1,2) 1н1;
коэффициент мощности cosj(sinj) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5);
частота - (50 ± 0,2) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40°C до плюс 60 °C.
- для счетчиков электроэнергии:
-параметры сети:
диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)Цн2;
диапазон силы вторичного тока (0,02 - 1,2)1н2;
коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5);
частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха:
- для счётчиков электроэнергии от минус 40 °С до плюс 60 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С до плюс35°С.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков и УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном вООО «ЭнергоХолдинг» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;
- электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;
- УСПД ЭКОМ-3000 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 78 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;
-УССВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 74500 часов, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;
-сервер HPProliant DL160 Gen8 - среднее время наработки на отказ не менее Тоб=261163, Т^п8=264599 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-
нии:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 45 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;
- Сервер БД - 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 учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭнергоХолдинг»для энергоснабжения ЗАО «Энгельсский трубный завод» типографским способом.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Наименование | Тип | № Г осреестра | Количество, шт. |
1 | 2 | 3 | 4 |
Трансформатор тока | Т-0,66 | 36382-07 | 3 |
Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 2473-00 | 4 |
Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 831-69 | 2 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 36697-12 | 2 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05М.16 | 36355-07 | 1 |
У стройствосинхронизациивре мени | ЭКОМ-3000 | 17049-09 | 1 |
У стройствосинхронизациивре мени | УССВ-2 | 54074-13 | 1 |
Сервер с программным обеспечением | - | - | 1 |
Методика поверки | - | - | 1 |
Паспорт-формуляр | - | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 61196-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭнергоХолдинг» для энергоснабжения ЗАО «Энгельсский трубный завод». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в апреле 2015 г.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1 Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - по документу ИЛГШ.411152.146 РЭ1 Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.
- УСПД ЭКОМ-3000 - по документу «ГСИ. Омплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;
Лист № 9 Всего листов 9
- УССВ-2 - по документу ДЯИМ.468213.001 МП «Устройства синхронтзации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в 2013 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GlobalPositioningSystem (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭнергоХолдинг» для энергоснабжения ЗАО «Энгельсский трубный завод», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭнергоХолдинг" для энергоснабжения ЗАО «Энгельсский трубный завод»
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.