Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Златоустовский металлургический завод" АИИС КУЭ ОАО ЗМЗ
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Златоустовский металлургический завод» (АИИС КУЭ ОАО ЗМЗ) предназначена для сбора измерительной информации с первичных приборов учета, ее обработку, архивацию, отображение виде таблиц и графиков на видеомониторе, вывод на печать и передачу на верхний уровень.
Область применения - организация автоматизированного коммерческого учета электрической энергии и определение с заданной точностью учетных показателей, используемых в финансовых расчетах на оптовом рынке электроэнергии.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, включающую в себя 34 измерительных каналов (ИК).
Принцип действия системы состоит в измерении электрической энергии по каждому ИК при помощи счетчиков с трансформаторным включением и последующей автоматизированной обработкой результатов измерений. Измерение средней мощности основано на измерении электрической энергии на заданном интервале времени.
АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:
• измерение активной электрической энергии и реактивной электрической энергии (интегрированной реактивной мощности) нарастающим итогом;
• измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
• автоматизированный сбор (периодический и/или по запросу) измеренных данных о приращениях электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин) и привязкой к единому календарному времени;
• хранение информации об измеренных величинах в специализированной защищенной базе данных;
• автоматизированную передачу результатов измерений, состояния объектов и средств измерений на вышестоящие уровни, в организации-участники оптового рынка электроэнергии;
• предоставление по запросу доступа к результатам измерений, состояниям объектов и средств измерений;
• защиту технических и программных средств и информационного обеспечения (данных) от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
• автоматизированную регистрацию и мониторинг событий (событий счетчиков, регламентных действий персонала, нарушений в системе информационной защиты и др.);
• конфигурирование и настройку параметров системы;
• ведение единого системного времени.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
- уровень точки учета (нижний уровень), который состоит из 34 информационноизмерительных комплексов (ИИК) и включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) и напряжения (TH), вторичные измерительные цепи, электронные счетчики активной и реактивной электрической энергии;
- уровень ИВКЭ (измерительно-вычислительный комплекс электроустановки), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру;
- верхний уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) - содержит сервер базы данных, автоматизированные рабочие места пользователей, технические средства приема-передачи данных филиал ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» Челябинское РДУ.
Первичные токи и напряжения в присоединениях преобразуются измерительными трансформаторами тока и напряжения в аналоговые сигналы низкого уровня и по проводным линиям связи поступают на входы счетчиков электрической энергии. В АИИС КУЭ применены счетчики типа «Евро АЛЬФ А». Масштабированные сигналы тока и напряжения поступают на измерительную СБИС счетчика, где происходит аналого-цифровое преобразование (частота выборки 2400 Гц) по трем входным каналам и вычисление подлежащих измерению величин. Электрическую энергию вычисляют как интеграл по времени от усредненной за два периода мгновенной активной мощности. Для расчета полной мощности используют среднеквадратические значения токов и напряжений на том же интервале, реактивную мощность вычисляют по известным значениям полной и активной мощности. Счетчик хранит в памяти накопленные значения энергии и профили нагрузки на заданных интервалах (30 мин).
Среднюю активную (реактивную) электрическую мощность вычисляют как усредненное значение мощности на заданном интервале времени (30 мин).
Сигналы в цифровой форме с выходов счетчиков по каналу связи RS-485/Ethemet поступают на входы УСПД, где осуществляется сбор, хранение и первичная обработка измерительной информации, ее накопление и передача на верхний уровень системы.
На верхнем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование справочных и отчетных документов.
В АИИС КУЭ ОАО ЗМЗ использован комплекс аппаратно-программных средств ООО «Эльстер Метроника» (счетчики «ЕвроАЛЬФА», УСПД RTU-325, программное обеспечение “Альфа-ЦЕНТР”) и проектно-технические решения, разработанные ЗАО «ОКУ Энергоучет».
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позициони-рования GPS, и средства измерений времени всех уровней системы (часы счетчиков, УСПД, сервера БД. В качестве приемника используется устройство синхронизации системного времени (УССВ), подключаемое к УСПД. От УССВ синхронизируются внутренние часы УСПД, а от них - внутренние часы сервера БД и счетчиков. Синхронизация времени происходит при каждом сеансе связи ИВКЭ - ИИК, ИВК - ИВКЭ. При длительном нарушении работы канала связи ИВКЭ - ИИК время счетчиков корректируется от переносного инженерного пульта при снятии показаний через оптический порт счетчика.
Технические характеристики
Перечень измерительных каналов АИИС КУЭ с указанием измерительных компонентов и их характеристик представлен в таблице 1. Сведения о количестве измерительных компонентов и их номера по Государственному реестру СИ приведены в таблице 2. Метрологические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 1 - Перечень измерительных каналов системы
| № ИК | Наименование присоединения | тт | Зав. № ТТ | TH | Зав. № TH | Счетчик |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | Вл-3 5 кВ "Таганай - ЗМЗ-2" | ТОЛ-35 (х2) 600/5 Кл.т. 0,5S | 172 175 | ЗНОЛ-35 (хЗ) 35000/100 Кл.т. 0,5 | 10038 8742 329 | EA05RAL-S1-3 Кл.т. 0,5S/l №01070379 |
| 2 | Ввод 6кВ Т1 ГПП ЗМЗ-3 I секция (яч.319) | ТЛШ-10-1 (х2) 2000/5 Кл. т. 0,5S | 432 431 | НТМИ-6 6000/100 Кл.т. 0,5 | ТПКК | EA05RAL-B-3 Кл.т. 0,5S/l №01070408 |
| 3 | Ввод 6 кВ Т1 ГПП ЗМЗ-З, III секция (яч.331) | ТЛШ-10-1 (х2) 2000/5 Кл. т. 0,5S | 433 429 | НТМИ-6 6000/100 Кл.т. 0,5 | 12230 | EA05RAL-B-3 Кл.т. 0,5S/l №01070392 |
| 4 | Ввод 6 кВ Т2 ГПП ЗМЗ-З, II секция (яч.ЗОЗ) | ТЛШ-10-1 (х2) 2000/5 Кл. т. 0,5S | 434 324 | НТМИ-6 6000/100 Кл.т. 0,5 | 1421 | EA05RAL-B-3 Кл.т. 0,5S/l №01070400 |
| 5 | Ввод 6 кВ Т2 ГПП ЗМЗ-З, IV секция (яч.347) | ТЛШ-10-1 (х2) 2000/5 Кл. т. 0,5S | 427 425 | НТМИ-6 6000/100 Кл.т. 0,5 | РКТУ | EA05RAL-B-3 Кл.т. 0,5S/l №01070388 |
| 6 | КЛ-бкВ ГПП ЗМЗ-З яч.322-РП-12ОАО "Челябэнерго" | ТПЛМ-10(х2) 400/5 Кл. т. 0,5 | 4381 95636 | Из состава канала 2 | EA05RL-B-3 Кл.т. 0,5S/l №01070401 | |
| 7 | КЛ-бкВ ГПП ЗМЗ-З яч.349-РП-12ОАО "Челябэнерго" | ТПЛ-10(х2) 400/5 Кл. т. 0,5 | 0390 6605 | Из состава канала 5 | EA05RL-B-3 Кл.т. 0,5S/l №01070403 | |
| 8 | КЛ-бкВ ПС ЗМЗ-З яч.340 - РП Очистные сооружения | ТПЛ-10(х2) 200/5 Кл. т. 0,5 | 32423 29630 | Из состава канала 3 | EA05RL-B-3 Кл.т. 0.5S/1 №01070404 | |
| 9 | КЛ-6 кВ ГПП ЗМЗ-З яч.ЗЗЗ-ООО СК "ЗМС" | ТПЛ-10(х2) 200/5 Кл. т. 0,5 | 3473 2453 | Из состава канала 3 | EA05RL-B-3 Кл.т. 0,5S/l №01070391 | |
| 10 | ВЛ-1 ЮкВ ПС Златоуст ЗМЗ-25 - ГПП ЗМЗ-4 | ТФЗМ-110(х2) 600/5 Кл. т. 0,5S | 760 763 | НКФ-НО(хЗ) 110000/100 Кл.т. 0,5 | 162164 155638 161224 | EA05RAL-B-3 Кл.т. 0,5S/l №01070387 |
| 11 | ВЛ-11 ОкВ ПС Златоуст 3M3-23 - ГПП ЗМЗ-4 | ТФЗМ-110(х2) 600/5 Кл. т. 0,5S | 761 762 | НКФ-ИО(хЗ) 110000/100 Кл.т. 0,5 | 146681 158255 158272 | EA05RAL-B-3 Кл.т. 0,5S/l №01070393 |
| 12 | Ввод 6кВ Т-1 ГПП ЗМЗ-6 | ТПШЛ-10(х2) 4000/5 Кл. т. 0,5 | 3214 2915 | НТМК-6 6000/100 Кл.т. 0,5 | 989 | EA05RAL-B-3 Кл.т. 0,5S/l №01070372 |
| 13 | Ввод 6кВ Т-2 ГПП ЗМЗ-6 | ТПШЛ-10(х2) 4000/5 Кл. т. 0,5 | 2913 3220 | НТМК-6 6000/100 Кл.т. 0,5 | 227 | EA05RAL-B-3 Кл.т. 0,5S/l №01070389 |
| 14 | Ввод 10 кВ Т-3 ГПП ЗМЗ-6 | ТПОЛ-Ю(хЗ) 1500/5 Кл. т. 0,5 | 23929 20064 | НТМИ-10 10000/100 Кл.т. 0,5 | 1649 | EA05RAL-B-3 Кл.т. 0,5S/l №01070390 |
| 15 | КЛ-6 кВ ПС 31 ячейка 2-КТП2х630 | ТПЛ-10(х2) 100/5 Кл. т. 0,5 | 24914 30703 | НТМИ-6 6000/100 Кл.т. 0,5 | 1979 | EA05RL-B-3 Кл.т. 0,5S/l №01070397 |
| 16 | КЛ-6 кВ ПС 31 ячейка 15-КТП 2x630 | ТПЛ-10(х2) 100/5 Кл. т. 0,5 | 16557 9765 | НТМИ-6 6000/100 Кл.т. 0,5 | 8964 | EA05RL-B-3 Кл.т. 0,5S/l №01070394 |
Окончание таблицы 1
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 17 | КЛ-бкВПС 19 фидер № 17-ПНС ООО «Злат.теплотрест» | ТПЛ-10(х2) 150/5 Кл. т. 0,5 | 47959 50744 | НТМИ-6 6000/100 Кл.т. 0,5 | 7848 | EA05RL-B-3 Кл.т. 0,5S/l № 01070384 |
| 18 | КД - 6 кВ ПС 19 фидер № И-ПНС ООО «Злат.теплотрест» | ТПЛ-10 (х2) 150/5 Кл. т. 0,5 | 183 51863 | НТМИ-6 6000/100 Кл.т. 0,5 | РУСХ | EA05RL-B-3 Кл.т. 0,5S/l №01070398 |
| 19 | КЛ-бкВ ПС 42 ячейка Ю-ТП-315ОАО "Челябэнерго" | ТПЛ-10 ТПЛМ-10 300/5 Кл. т. 0,5 | 9487 735040 | НТМИ-6 6000/100 Кл.т. 0,5 | 1220 | EAO5RL-S1-3 Кл.т. 0,5S/l №01070383 |
| 20 | КЛ-бкВ ПС 43 ячейка 2 -ТП-ЗЮОАО "Челябэнерго" | ТПЛ-10 (х2) 200/5 Кл. т. 0,5 | 0757 0401 | НТМИ-6 6000/100 Кл.т. 0,5 | 1092 | EA05RL-S1-3 Кл.т. 0,5S/l №01070382 |
| 21 | КЛ-6 кВ ПС 20 ячейка 10-ТП-308 ОАО "Челябэнерго" | ТПФМ-10(х2) 300/5 Кл. т. 0,5 | 68812 73413 | НОМ-6 (х2) 6000/100 Кл. т. 0,5 | 2561 7883 | EA05RL-S1-3 Кл.т. 0,5S/l №01070380 |
| 22 | КЛ-бкВ ЦРП-44 ячейка 505 - ТП "Кварцит" ОАО "Челябэнерго" | ТПЛ-10 (х2) 50/5 Кл. т. 0,5 | 4615 4618 | НТМИ-6 6000/100 Кл.т. 0,5 | 3321 | EA05RL-S1-3 Кл.т. 0,5S/l №01070381 |
| 23 | КЛ-бкВ ЦРП 44 ячейка 539 - ТП "Кварцит" ОАО "Челябэнерго" | ТПЛМ-10 (х2) 300/5 Кл. т. 0,5 | 56156 56010 | НТМИ-6 6000/100 Кл.т. 0,5 | 12225 | EA05RL-B-3 Кл.т. 0,5S/l №01070386 |
| 24 | КЛ-бкВ ЦРП 44 ячейка 519-ТП "Кварцит" ОАО "Челябэнерго" | ТПЛ-10 (х2) 400/5 Кл. т. 0,5 | 2485 50416 | Из состава канала 22 | EA05RL-B-3 Кл.т. 0,5S/1 №01070406 | |
| 25 | КЛ-бкВ ЦРП 44 ячейка 518-ПС "Тяговая" ОАО "Челябэнерго" | ТПЛМ-10 (х2) 300/5 Кл. т. 0,5 | 25579 63896 | Из состава канала 22 | EA05RL-B-3 Кл.т. 0,5S/l №01075410 | |
| 26 | КЛ-бкВ ЦРП 44 ячейка 531 -ТП324 ОАО "Челябэнерго" | ТПЛ-10 (х2) 300/5 Кл. т. 0,5 | 44356 2101 | Из состава канала 23 | EA05RL-B-3 Кл.т. 0,5S/l №01070399 | |
| 27 | КЛ-6 кВ ПС 38 яч. 442 - ТП-2 ОАО «ЗАЗ» | ТПЛМ-10 (х2) 400/5 Кл. т. 0,5 | 61335 39795 | НТМИ-6 6000/100 Кл.т. 0,5 | РАРХ | EA05RL-B-3 Кл.т. 0,5S/l №01070409 |
| 28 | КЛ-6 кВ ПС 38 яч. 456 - ТП-2 ОАО «ЗАЗ» | ТПЛ-10 (х2) 400/5 Кл. т. 0,5 | 5691 2484 | НТМИ-6 6000/100 Кл.т. 0,5 | 12236 | EA05RL-B-3 Кл.т. 0,5S/l №01070410 |
| 29 | КЛ-6 кВ ПС 38 яч. 465 - ПС-1 ОАО «ЗЗМК» | ТПЛ-10 (х2) 300/5 Кл. т. 0,5 | 64201 17631 | НТМИ-6 6000/100 Кл.т. 0,5 | хткк | EA05RL-B-3 Кл.т. 0,5S/l №01070395 |
| 30 | КЛ-6 кВ ПС 38 яч. 470 -ПС-1 ОАО «ЗЗМК» | ТПЛ-10 (х2) 300/5 Кл. т. 0,5 | 60630 60650 | НТМИ-6 6000/100 Кл.т. 0,5 | 1170 | EA05RL-B-3 Кл.т. 0,5S/l №01075409 |
| 31 | КЛ-бкВ ПС 38 ячейка 449 - РП-3 ОАО "Челябэнерго" | ТПОЛ-Ю(хЗ) 600/5 Кл. т. 0,5 | 20296 20297 | Из состава канала 28 | EA05RL-B-3 Кл.т. 0,5S/l №01070405 | |
| 32 | КЛ-бкВ ПС 38 ячейка 471 - РП-3 ОАО "Челябэнерго" | ТПЛ-10 (х2) 400/5 Кл. т. 0,5 | 3044 3251 | Из состава канала 30 | EA05RL-B-3 Кл.т. 0,5S/l №01070407 | |
| 33 | КЛ-0,4 кВ ТП-2 ШР-35 гр. 5 - РП «Керамическая» | ТК-20 (хЗ) 200/5 Кл. т. 0,5 | 759042 775254 179824 | - | - | EA05RL-S1-3 Кл.т. 0,5S/l №01070411 |
| 34 | КЛ-0,4 кВ ПС 28 гр. 8 -ТП1 ООО «Злат.теплотрест» | ТК-20 Т-0,66 (х2) 200/5 Кл. т. 0,5 | 48151 78789 48464 | - | - | EA05RL-S1-3 Кл.т. 0,5S/l №01070412 |
Таблица 2 - Измерительные компоненты
| Наименование | Обозначение | Кол. | Госреестр СИ |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ-35 | 3 | №21257-01 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 16 | №2611-70 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110 | 6 | № 1188-84 |
| Трансформатор напряжения | НТМК-6 | 2 | № 323-49 |
| Трансформатор напряжения | НОМ-6 | 4 | № 17158-98 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10 | 1 | №831-53 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-35 | 2 | № 21256-01 |
| Трансформатор тока | ТЛШ-10-1 | 8 | № 11077-03 |
| Трансформатор тока | ТПЛМ-10 | 9 | № 2363-68 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 31 | №22192-89 |
| Трансформатор тока | ТФЗМ-110 | 4 | № 2793-88 |
| Трансформатор тока | ТПШЛ-10 | 4 | № 1423-60 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-Ю | 4 | № 1261-68 |
| Трансформатор тока | ТПФМ-10 | 2 | №814-53 |
| Трансформатор тока | ТК-20 | 4 | № 1407-60 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 | 2 | № 22656-02 |
| Счетчик электронный | EAO5RL-B-3 | 18 | № 16666-97 |
| Счетчик электронный | EA05RAL-B-3 | 9 | № 16666-97 |
| Счетчик электронный | EA05RL-S1-3 | 6 | № 16666-97 |
| Счетчик электронный | EA05RAL-S1-3 | 1 | № 16666-97 |
| УСПД | RTU-325 | 1 | № 19495-00 |
Таблица 1 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение | |
| Пределы допускаемой абсолютной разности показаний часов компонентов системы и календарного времени на интервале одни сутки, с | ±5 | |
| Пределы допускаемой относительной погрешности одного ИК при номинальном токе нагрузки (активная электрическая энергия и мощность), %: | COS ф = 1 | cos ф = 0,7 |
| - каналы 1-32 - каналы 33, 34 | ±1,0% ±0,8 % | ±1,6% ±1,4% |
| Пределы допускаемой относительной погрешности одного ИК при номинальном токе нагрузки (реактивная электрическая энергия и мощность), % | sin ф = 1 | sin ф = 0,7 |
| - каналы 1-32 - каналы 33, 34 | ±1,4% ±1,3 % | ±1,9% ±1,7% |
| Примечания: 1) в качестве характеристик относительной погрешности ИК указаны границы интервала, соответствующие доверительной вероятности не менее 0,95 для значений относительной погрешности, рассчитанных по метрологическим характеристикам средств измерений, входящих в канал, при номинальном токе нагрузки без учета влияющих факторов и методических составляющих погрешности; 2) для тока нагрузки, отличающегося от номинального, относительная погрешность ИК может быть рассчитана при соответствующих значениях погрешностей компонентов для cos ср = 0,7 (sin <р = 0,7) по формуле, приведенной в методике поверки МП 98-262-2005; 3) полную погрешность измерений электрической энергии и электрической мощности рассчитывают в соответствии с утвержденной методикой выполнения измерений. | ||
Показатели надежности:
| - среднее время восстановления, час - коэффициент готовности, не менее Нормальные условия эксплуатации: | 8 0,787 |
| - температура окружающего воздуха, °C - относительная влажность воздуха, % - атмосферное давление, кПа | от 15 до 25 от 30 до 80 от 84 до 106 |
Примечание - технические средства АИИС функционируют в нормальных условиях, за исключением измерительных трансформаторов тока и напряжения на 110 кВ; их метрологические характеристики нормированы для рабочих условий.
Надежность системных решений:
Механическая устойчивость к внешним воздействиям обеспечивается защитой кабельной системы путем использования кабельных коробов, гофро- и металлорукавов, стяжек; технические средства АИИС размещают в шкафах со степенью защиты не ниже IP51. Предусмотрена механическая защита от несанкционированного доступа и опломбирование технических средств системы.
Электромагнитная устойчивость:
Радиоэлектронная защита интерфейсов обеспечивается путем применения экранированных кабелей. Экранирующие оболочки заземляют в точке заземления шкафов.
Защита оборудования (модемов) от наведенных импульсов высокого напряжения обеспечивается устройством защиты от перенапряжений.
Защита информации от разрушений при авариях и сбоях в электропитании системы обеспечивается применением в составе системы устройств, оснащенных энергонезависимой памятью, а также источников бесперебойного питания (в ИИК и ИВКЭ).
Защита информации от несанкционированного доступа на программном уровне включает в себя установку паролей на счетчики, УСПД и серверы. Электрические события (параметрирование, коррекция времени, включение и отключение питания и пр.) регистрируются в журналах событий счетчиков и УСПД. Хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений в течение всего срока эксплуатации системы производится в ИВК.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносят печатным способом на титульные листы Руководства по эксплуатации и Формуляра и способом наклейки на переднюю панель шкафа низковольтного комплектного устройства, в котором установлена аппаратура АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность системы приведена в формуляре 36946483.АУЭ-Ю53.ФО. Перечень эксплуатационных документов приведен в ведомости эксплуатационной документации 36946483.АУЭ-1053 .ВЭ.
Поверка
Поверку системы проводят в соответствии с документом «ГСП. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Златоустовский металлургический завод» АИИС КУЭ ОАОЗМЗ. Методика поверки» МП 98-262-2005, утвержденным ФГУП «УНИИМ» в марте 2006 г.
Основное оборудование, используемое при поверке:
Эталонный трансформатор тока (0,5 - 3000) А, кл. точности 0,05 (ИТТ 3000.5);
Эталонный трансформатор напряжения (5-15) кВ, кл. точности 0,1 (ИЛЛ-15);
Эталонный трансформатор напряжения 110 кВ, кл. т. не хуже 0,1 (NVOS 110);
Прибор сравнения с абс. погрешностью не более 0,002 % и 0,2' (КНТ-03);
Эталонный счетчик кл. точности 0,1 (ZERA TPZ 308, ЦЭ6802).
Межповерочный интервал - 4 года.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Техническая документация изготовителя.
Заключение
Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Златоустовский металлургический завод» (АИИС КУЭ ОАО ЗМЗ) утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, и метрологически обеспечен в эксплуатации.