Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «УралОйл» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, переданной и потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ООО «УралОйл», 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 измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК) включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0,5 и 0,5S по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (TH) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983, счётчики активной и реактивной электроэнергии А1800 (класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323 для активной электроэнергии и 1,0 по ГОСТ 26035 для реактивной электроэнергии) и СЭТ-4ТМ (класса 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.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включает в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройства синхронизации системного времени (УССВ).
3-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, 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 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 по результатам измерений получасовых приращений электрической энергии.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по каналам GSM-связи поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, через основной или резервный каналы связи. В качестве основного канала используется выделенный канал связи от вычислительной сети предприятия до провайдера услуг Интернет. В качестве резервного - телефонная сеть связи общего пользования.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя приемник сигналов точного времени, таймеры УСПД, счетчиков, сервера БД. Сличение времени УСПД с сигналами подключенного к нему приемника сигналов точного времени производится один раз в час. Коррекция производится автоматически при рассогласовании ±2 с. Сличение времени счетчика с временем УСПД осуществляется один раз в сутки. Коррекция времени в счетчиках производится автоматически при условии превышения допустимого значения рассогласования, равного ±2 с. Для счетчиков ИК №1-13,16 в системе реализована плавная коррекция времени счетчика. Для счетчиков № 14-15, 17-24 коррекция производится не чаще, чем раз в сутки. Сличение времени сервера БД с временем УСПД осуществляется один раз в тридцать минут. Коррекция времени в сервере БД производится автоматически при условии превышения допустимого значения рассогласования, равного ±2 с. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
Таблица 1. Метрологические характеристики ИК
| Номера точек измерений и наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | TH | Счетчик | УСПД | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| п/с «Гежская 110/35/6 кВ» |
| 1 | РУ-6 кВ, яч.№16, Ввод 16 кВ | ТПЛ-10 200/5 Кл. т. 0,5S Зав. № 2194 Зав. № 1748 | НАМИ-10-95 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №4351 | A1805RL-P4G-DW-3 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав. №01185249 | RTU-325 Зав. № 004367 | Активная Реактивная | ± 1,2 ±2,8 | ±3,7 ±8,3 |
| 2 | РУ-6 кВ, яч. №9, Ввод 2 6 кВ | ТПЛ-10 200/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 00764 Зав. № 00765 | НАМИ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 4257 | A1805RL-P4G-DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01185257 | Активная Реактивная | ± 1,2 ±2,8 | ±3,6 ±6,1 |
| 3 | РУ-6 кВ, яч. №18, ТСН-1 0,4 кВ | Т-0,66 100/5 Кл. т. 0,5S Зав. № 103718 Зав. № 103949 Зав. № 103950 | — | A1805RL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав. №01185260 | Активная Реактивная | ± 1,0 ±2,3 | ±3,6 ±8,2 |
| 4 | РУ-6 кВ, яч. №7, ТСН-2 0,4 кВ | Т-0,66 100/5 Кл. т. 0,5S Зав. № 103719 Зав. № 103948 Зав. № 103717 | | A1805RL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. №01185261 |
| п/с « | Депел-Газ 35/6 кВ» |
| 5 | РУ-6 кВ, яч.№4, Ввод 6 кВ | ТПЛ-10 50/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 215 Зав. № 1158 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № ТСЕТ | A1805RL-P4G-DW-3 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав. № 01185253 | RTU-325 Зав. № 004367 | Активная Реактивная | ± 1,2 ±2,8 | ±3,6 ±6,1 |
| п/с «Троельга 35/6 кВ» |
| 6 | РУ-6 кВ, яч. ввода 6 кВ №1 | ТЛМ-10 300/5 Кл. т. 0,5S Зав. №01518 Зав. №01516 | НАМИ-10-95 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 4252 | A1805RL-P4GB-DW-3 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав. № 01185255 | RTU-325 Зав. № 004367 | Активная Реактивная | ± 1,2 ±2,8 | ±3,7 ±8,3 |
| 7 | РУ-6 кВ, яч. ввода 6 кВ №2 | ТЛМ-10 300/5 Кл. т. 0,5S Зав. №01515 Зав. №01517 | НАМИ-10-95 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №4210 | A1805RL-P4GB-DW-3 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. №01185248 |
| 8 | Ввод СН 0,4 кВ | Т-0,66 100/5 Кл. т. 0,5S Зав. № 103721 Зав. № 103722 Зав. № 103720 | — | A1805RL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав. №01185262 | Активная Реактивная | ± 1,0 ±2,3 | ±3,6 ±8,2 |
| 9 | РУ-6 кВ, яч .№3, ф.Тран. КЭС | ТВЛМ-10 200/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 0823 Зав. № 09267 | НАМИ-10-95 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 4252 | A1805RL-P4GB-DW-3 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав. № 01185252 | Активная Реактивная | ± 1,2 ±2,8 | ±3,6 ± 6,1 |
| Номера точек измерений и наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | TH | Счетчик | УСПД | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 10 | РУ-6 кВ, яч .№10, ф.Тран. КЭС | ТЛМ-10 100/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 5074 Зав. №3931 | НАМИ-10-95 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №4210 | A1805RL-P4GB-DW-3 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав. №01185256 | RTU-325 Зав. № 004367 | Активная Реактивная | ± 1,2 ±2,8 | ±3,6 ±6,1 |
| п/с «Кукуштан 110/35/6 кВ» |
| 11 | Ввод 35 кВ | ТФЗМ-35 50/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 34953 Зав. № 35050 | 3HOM-35 35000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 1253490 Зав. № 1253576 Зав. № 1253585 | A1805RL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав. №01 185258 | RTU-325 Зав. № 004367 | Активная Реактивная | ± 1,2 ±2,8 | ±3,6 ±6,1 |
| 12 | Ввод 6 кВ | ТЛК-10-6 50/5 Кл. т. 0,5 Зав. №02117 Зав. №02140 | НАМИ-10-95 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 4258 | A1805RL-P4GB-DW-3 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав. № 01185250 |
| 13 | Ввод 0,4 кВ ТСН | Т-0,66 100/5 Кл. т. 0,5S Зав. № 103725 Зав. № 103724 Зав. № 103723 | — | A1805RL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав. №01185263 | Активная Реактивная | ± 1,0 ±2,3 | ±3,6 ±8,2 |
| п/с «Буб 35/10 кВ» |
| 14 | РУ-10 кВ, яч. №2, ф. НГДУ-1 | ТПЛ-10-М 50/5 Кл. т. 0,5 S Зав. № 3204 Зав. № 3203 | НАМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 541 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав. № 0107082101 | RTU-325 Зав. № 004367 | Активная Реактивная | ± 1,2 ±2,8 | ±3,7 ±8,3 |
| 15 | РУ-10 кВ, яч. №10, ф. НГДУ-2 | ТПЛ-10 50/5 Кл. т. 0,5S Зав. №3211 Зав. №3213 | ЗНОЛ-06-Ю 10000/100 Кл.т. 0,5 Зав. № 6876 Зав. № 6882 Зав. № 6875 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав. № 0107082407 |
| п/с «Ферма 110/6 к | 3» |
| 16 | РУ-6 кВ, яч. №3, ф. Каманефть | ТПЛ-10-1 УЗ 100/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 8274 Зав. № 8259 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №5018 | A1805RL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав. №01 185259 | RTU-325 Зав. № 004367 | Активная Реактивная | ± 1,2 ±2,8 | ±3,6 ±6,1 |
| п/с «Кояново 35/6 к | В» |
| 17 | РУ-6 кВ, яч. №4, ф. НПУ-1 | ТЛМ-10 100/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 0003 Зав. №0016 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 4928 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав. № 0105081721 | RTU-325 Зав. № 004367 | Активная Реактивная | ± 1,2 ±2,8 | ±3,6 ±6,1 |
| 18 | РУ-6 кВ, яч. №9, ф. НПУ-2 | ТЛМ-10 200/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 9065 Зав. № 9492 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 4925 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. № 0105081490 |
| Номера точек измерений и наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | TH | Счетчик | УСПД | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| п/с «Северокамск 35/6 кВ» |
| 19 | РУ-6 кВ, яч.№6, ф. Транзит-1 | ТВК-10 200/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 07465 Зав. № 34701 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 1277 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав. № 0106080332 | RTU-325 Зав. № 004367 | Активная Реактивная | ± 1,2 ±2,8 | ±3,6 ±6,1 |
| 20 | РУ-6 кВ, яч. №15, ф. Транзит-2 | ТВК-10 200/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 29583 Зав. № 28085 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №8816 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. № 0105080797 |
| п/с « | ’усаки 110/35/6 кВ» |
| 21 | РУ-6 кВ, яч. №5, ф. №1 | ТЛМ-10 100/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 9532 Зав. № 9759 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 8141 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. № 0105081742 | RTU-325 Зав. № 004367 | Активная Реактивная | ± 1,2 ±2,8 | ±3,6 ±6,1 |
| 22 | РУ-6 кВ, яч. №7, ф. №3 | ТЛМ-10 50/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 5593 Зав. №5716 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №8141 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/l ,0 Зав. № 0105081778 |
| 23 | РУ-6 кВ, яч.№12, ф. №4 | ТЛМ-10 50/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 7879 Зав. №4122 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 1003 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав. № 0104085361 |
| п/с «Васильевская 110/35/10 кВ» |
| 24 | РУ-10 кВ, яч. №15, ф. №3 | ТВЛМ-10 100/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 28865 Зав. №26152 | НТМИ-10-66 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 396 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав. № 0105081538 | RTU-325 Зав. № 004367 | Активная Реактивная | ± 1,2 ±2,8 | ±3,6 ±6,1 |
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) Ином; ток (1 4- 1,2) 1ном, соьф = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды (20 ± 5) °C.
4. Рабочие условия:
- параметры сети: напряжение (0,9 4- 1,1) ином; ток (0,02-ь 1,2) 1ном для точек измерений 1-54, 6-8; 13-15, ток (0,05-ь 1,2) 1ном для остальных точек измерений; созф от 0,5 инд до 0,8 емк ;
- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 70 °C, для счетчиков от минус 40 до +65 °C; для УСПД от минус 10 до +50 °C и сервера от + 15 до + 35 °C;
5. Погрешность в рабочих условиях указана для созф = 0,8 инд; температура окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 20 до +40 °C;
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206, ГОСТ Р 52323 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. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчик А1800 среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 24 ч;
- счетчик СЭТ-4ТМ среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 24 ч;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40000 ч, среднее время восстановления работоспособности (te) не более 2ч.;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 1 ч.
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии организацию 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;
- выключение и включение УСПД;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании: - электросчетчика, - УСПД, - сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (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);
- один раз в сутки (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 117 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии за месяц по каждому каналу - 45 суток (функция автоматизирована), сохранение информации при отключении питания - 6 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 учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «УралОйл».
Комплектность
Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «УралОйл» 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) ООО «УралОйл». Измерительные каналы. Методика поверки». ЭПК116/07-1 .МП, утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2008 г.
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 А1800 - по методике поверки МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки»;
- Счетчики СЭТ-4ТМ - по методике поверки ИЛГШ.411152.124.РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03. Методика поверки»;
- УСПД RTU - 325 - по методике поверки «Комплексы аппаратно-програмных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300». Методика поверки» ДИЯМ.466453.005 МП
Приемник сигналов точного времени.
Межповерочный интервал - 4 года.
Нормативные документы
ГОСТ Р 52323-2005
ГОСТ Р 8.596-2002.
ГОСТ 1983-2001
ГОСТ 26035-83
ГОСТ 22261-94.
ГОСТ 30206-94
ГОСТ 7746-2001
МИ 3000-2006
«Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
«Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия».
Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
«Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S и 0,5S)».
«Трансформаторы тока. Общие технические условия».
«Системы автоматизированные информационно-измерительные
коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».
Заключение
Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «УралОйл» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственной поверочной схеме.
