Система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии ОАО "Воронежатомэнергосбыт" для энергоснабжения ОАО фирма "Молоко"

Основные
Тип
Год регистрации 2008
Дата протокола 14д2 от 25.12.08 п.115
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 34610
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск проект.документация ООО
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии ОАО «Воронежатомэнергосбыт» для энергоснабжения ОАО фирма «Молоко» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной за установленные интервалы времени технологическими объектами ОАО фирма «Молоко» г. Россошь, Воронежской области, сбора, хранения и обработки полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

Функции АИИС КУЭ. АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

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);

• автоматизированный учет потерь в соответствии с алгоритмом расчета потерь;

• хранение результатов измерений в специализированной базе данных (глубина хранения не менее 3,5 лет), 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 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 функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

• конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

• ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

Метод измерения электроэнергии (мощности). Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электроэнергии. 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 по ГТС связи поступает на вход сервера опроса и сервера баз данных (IBM PC совместимый компьютер), где осуществляется автоматизированный сбор, обработка (вычисление электроэнергии и мощности), накопление, формирование и хранение, оформление справочных и отчетных документов, отображение результатов измерений и передача накопленных данных по каналам связи (основной - Internet; резервный - ГТС коммутируемый) вышестоящим и внешним пользователям (НП «Совет рынка», СО-СДУ ЕЭС, РДУ, ФСК). Коммерческая информация, передаваемая внешним пользователям, отражает 30-минутные результаты измерения потребления электроэнергии по точке учета. Передача информации реализована с использованием электронных документов в виде макета 80020 в формате XML.

Умножение на коэффициенты трансформации - в сервере

Состав измерительных каналов. АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

АИИС состоит из 2 уровней.

1-й уровень - уровень измерительно-информационной точки учета (ИИК ТУ) ОАО фирма «Молоко» (2 экз.) содержит в своем составе:

• измерительные трансформаторы тока (ТТ) типа ТПЛ-10 (4 экз.) по ГОСТ 7746-2001 класса точности (КТ) 0,5;

• измерительные трансформаторы напряжения (TH) типа НТМИ-6-66 (2 экз.) по ГОСТ 19832001 КТ 0,5;

• многофункциональные микропроцессорные счетчики электроэнергии (2 экз.) (счетчики) с цифровыми выходными интерфейсами RS485 и оптическими портами по ГОСТ Р 52323-2005 (активная энергия) и ГОСТ Р 52425-2005 (реактивная энергия) типа ПСЧ-4ТМ.05М; КТ 0,5S/l,0;

• вторичные цепи;

• преобразователь-коммутатор ПР-4-4 для интерфейсов RS232-RS485;

• систему обеспечения единого времени (СОЕВ): блок синхронизации времени счетчика БСЧРВ-011 в комплекте с GPS приемником BR-355;

• технические средства приёма-передачи данных на 2 уровень: коммутируемый канал связи ГТС (модем ZyXEL OMNI);

• автоматизированное рабочее место (АРМ).

2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс с функциями комплекса электроустановки (ИВК с функциями ИВКЭ) ОАО «Воронежатомэнергосбыт» содержит в своем составе:

• сервер, реализованный на основе промышленного компьютера с IBM PC - совместимой платформой в серверном исполнении на основе аппаратных средств - сервер HEWLETT PACKARD Proliant VL 570 2x3.OCPU/2GbRAM/8HDD/2Power Supplies;

• COEB: GPS приемник Garmin 35-HVS;

• источник бесперебойного питания Smart UPS RT 3000 VA;

• технические средства приёма-передачи данных (модемы ZyXEL U-336R, ZyXEL OMNI, GSM модем SIEMENS MC 35i) внешним пользователям (субъектам ОРЭ, НП «Совет рынка», СО-ЦДУ «ЕЭС»): основной канал - выделенный канал связи до сети провайдера Интернет и резервный - телефонная сеть общего пользования;

• АРМы диспетчера, пользователей (3 экз.);

• технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа.

Программные средства:

• ОС Microsoft Windows NT/2000/XP/2003 server;

• специализированное программное обеспечение (ПО) «Энфорс АСКУЭ», содержащее программные модули: администратор; администратор отчетов; ручная обработка данных; диспетчерский контроль информации; контроль коррекции времени; ручное редактирование данных; формирование отчетных документов и информационного обмена с субъектами ОРЭ, НП «Совет рынка», СО-ЦДУ «ЕЭС»;

• ПО «Альфа-Центр» (программа «Сервер опроса» для опроса счетчика);

• ПО счетчика «Конфигуратор СЭТ-4ТМ».

Организация системного времени. СОЕВ корректирует все системные встроенные таймеры по единому образцовому средству. В данной системе эталоном является сигнал точного времени, принимаемый от глобальной спутниковой системы GPS с помощью блока синхронизации времени счетчика БСЧРВ-011 в комплекте с GPS приемником BR-355, расположенного в помещении диспетчерской ОАО фирма «Молоко». Синхронизация времени в счетчике осуществляется один раз в сутки. В сервере синхронизация производится от спутникового GPS приемника Garmin 35 HVS, расположенного в офисном здании ОАО «Воронежатомэнергосбыт», каждые 30 минут. От таймера сервера в автоматическом режиме производится периодическая подстройка таймеров АРМ АИИС. Периодичность и алгоритм коррекции выбраны таким образом, чтобы не вносить дополнительных неучтённых погрешностей в первичные измерения и обеспечить при этом погрешность измерения времени в электросчётчиках не более ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке

В АИИС КУЭ предусмотрена многоуровневая защита от несанкционированного доступа: механическая и программная защита - установка паролей на счетчики, сервер.

Все кабели, приходящие на счетчик от измерительных трансформаторов и сигнальные кабели от счетчика, кроссируются в пломбируемом отсеке счетчика. Все электронные компоненты сервера установлены в пломбируемом отсеке. При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти.

Технические характеристики

Технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблицах 1 и 2, которые содержат перечень измерительных каналов с указанием наименования присоединений, измерительных компонентов и их метрологических характеристик.

В таблице 3 приведены метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ. В качестве относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

Таблица 1 - Перечень ИК коммерческого учета АИИС и их состав

Канал измерений

Средство измерений

Ктт •Ктн •Кеч

Наименование измеряемой величины

№ИК код ОАО АТС

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

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

Обозначение, тип

Заводской номер

1

2

3

4

5

6

7

ОАО фирма «Молоко»

№_________

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Воронежатомэнергосбыт» для энергоснабжения ОАО фирма «Молоко»

№01

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

1 362070018214101

ОАО фирма «Молоко» КЛ 6кВ ф.32

тт

КТ=0,5 Кп=400/5 № 1276-59

А

ТПЛ-10

2384

4800

Ток первичный, Ь

С

ТПЛ-10

69915

TH

КТ=0,5 Ктн=6000/100 №2611-70

О ш >

НТМИ-6-66

XTTP

Напряжение первичное, Ui

Счетчик

KT=0,5S/l Ксч=1 № 36355-07

Передаточное число 5000 имп/кВт(квар)ч

ПСЧ4ТМ.05М

0608080282

Ток вторичный, 12 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

2 362070018214101

ОАО фирма «Молоко» КЛ 6кВ ф.16

ТТ

КТ=0,5 Ктг=400/5 № 1276-59

А

ТПЛ-10

0496

4800

Ток первичный, I,

С

ТПЛ-10

52929

TH

КТ=0,5 Ктн=6000/100 №2611-70

О ш >

НТМИ-6-66

ТАК

Напряжение первичное, Ui

Счетчик

KT=0,5S/l Ксч=1 № 36355-07

Передаточное число 5000 имп/кВт(квар) ч

ПСЧ 4ТМ.05М

0608080317

Ток вторичный, 12

Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время

Примечание - Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Замена оформляется актом в установленном на предприятии порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 2- Основные технические характеристики АИИС КУЭ

Наименование характеристики

Значение характеристики

Примечания

1

2

3

Количество ИК коммерческого учета.

2

-

Номинальное напряжение на вводах системы, В

6000/100

ИК№ 1,2

Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А

400/5

ИК№ 1,2

Мощность вторичной нагрузки ТТ (при cos<p2=0,8 инл), ВА

10

ИК№ 1,2

Мощность нагрузки TH (при cos<p2=0,8 инд)> В А

75

ИК №1,2

Таблица 3 - Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения активной (реактивной) электроэнергии (мощности) для реальных условий эксплуатации АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95_________________________________________________________________________________

5 wp , %

№ ИК

КТтт

КТтн

КТСЧ

Значение COS ф

для диапазонов 5 %<1/1п<20%

WP5%<Wp<Wp2o%

для диапазонов 20%<I/In<100%

Wp20 % <Wp<WPI(X) %

для диапазонов 100%< I/In<l 20% WpiOO%<Wp< Wp|20%

1,2

0,5

0,5

0,5s

1,0

±23

±13

±13

0,8

±3,2

±2,0

±1,7

0,5

±5,7

±33

±2,7

5 WQ » %

№ ИК

КТтт

КТтн

КТсч

Значение cos q> (sin ср)

для диапазонов 5%<1/1п<20%

Wq S % <Wq< Wq 20 %

для диапазонов 20%<I/In<100%

Wq 20 % <Wq<Wq ню %

для диапазонов 100%< I/In<120% Wq |00%^Wq< Wq|2o%

1,2

0,5

0,5

1,0

0,8(0,6)

±4,8

±3,2

±2,8

0,5(0,87)

±3,1

±2,6

±2,4

Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов в сутки, с/сут         ± 5

Обозначения: 1/1п - значение первичного тока в сети в % от номинального

Wpj %(WQ5 %), Wp2o%(Wq20"/.), Wpioo%(Wqioo%)> Wpi2o %(Wqi2o %) - значения электроэнергии при I/In =5 %, 20%, 100%, 120%

Таблица 4-Условия эксплуатации

Наименование параметров контролируемых присоединений и влияющих величин

Допускаемые границы параметров контролируемых присоединений и рабочих условий применения СИ для состава измерительного канала

Счетчики

ТТ

TH

Сила переменного тока, А

А мин “ А макс

J -19/ *1мин Ь* -Чном

Напряжение переменного тока, В

0,9(/2вом - 1,1 (/гном

0,9t/| вом - 1,1 (У, „ом

Коэффициент мощности (cos ср)

0,5    1,0 -0,8^

0,8       1,0

0,8 „вд- 1,0

Частота, Гц

47,5-52,5

47,5 -52,5

47,5 - 52,5

Температура окружающего воздуха, °C -По ЭД - Реальные

От минус 40 до плюс 60

От минус 5 до плюс 35

От минус 50 до плюс 45

От минус 5 до плюс 35

От минус 50 до плюс 45

От минус 5 до плюс 35

Индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл

Не более 0,5

Мощность вторичной нагрузки ТТ (при coscp2 =0,8 ивд)

-

0,25S2hom “ 1.0S2HOM

Мощность нагрузки TH (при coscp2 =0,8 ввд)

-

0,255НОМ — l,0SHOM

Надежность применяемых в системе компонентов.

Для трансформаторов тока:

• среднее время наработки на отказ не менее 300000 ч,

• срок службы, не менее 25 лет

Для трансформаторов напряжения:

• среднее время наработки на отказ не менее 300000 ч,

• срок службы, не менее 25 лет

Для счётчиков электроэнергии:

• среднее время наработки на отказ не менее 35000 ч,

• среднее время восстановления работоспособности не более 24 ч;

• срок службы, не менее 30 лет

Для сервера:

. коэффициент готовности не менее 0,99,

• среднее время наработки на отказ не менее 35000 ч,

• среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч.

Для СОЕВ:

• коэффициент готовности не менее 0,95,

• среднее время восстановления работоспособности не более 48 ч;

• блок синхронизации срок службы, не менее 25 лет

Для каналообразующей аппаратуры (модемы и т.п.):

• коэффициент готовности не менее 0,95,

• среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч.;

• среднее время наработки па отказ не менее 35000 ч.

Для каналов передачи данных:

• коэффициент готовности не менее 0,95,

• скорость передачи данных 9600 бит/с.

Для блока синхронизации часов реального времени (БСЧРВ-011):

• среднее время наработки па отказ не менее 100000 ч,

• среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч;

• срок службы, не менее 25 лет

Надежность системных решений:

• резервирование питания счетчика;

• наличие резервного сервера с резервной базой данных;

• резервирование питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

• резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.

Регистрация событии: в журнале событий счётчика:

• параметрирования;

• пропадания напряжения;

• коррекции времени в счетчике

Регистрация событии: в журнале событий сервера:

• параметрирования;

• пропадания напряжения;

• коррекции времени в сервере.

Контроль полноты и достоверности результатов и состояния средств измерений. Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

• выходных клемм трансформаторов тока и напряжения;

• электросчётчика;

• промежуточных клеммников вторичных цепей;

• сервера

Защита информации на программном уровне:

• результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи)

• установка пароля на счетчик;

• установка пароля на сервере;

Глубина хранения информации:

• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

• сервер - суточные данные о 30-ти приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 3,5 года (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - 3,5 года;

• ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную для коммерческого учета электроэнергии ОАО «Воронежатомэнергосбыт» для энергоснабжения ОАО фирма «Молоко».

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. Рабочий проект «Автоматизированная система информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Воронежатомсбыт» для энергоснабжения ОАО фирма «Молоко» шифр НСЛГ.466645.017. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений, методика поверки.

Поверка

Поверка проводится в соответствии с документом: «Система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии ОАО «Воронежатомэнергосбыт» для энергоснабжения ОАО фирма «Молоко». Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Воронежский ЦСМ» в 2008 г.

Таблица 5 - Перечень эталонов и вспомогательных средств, применяемых при проверке АИИС

Наименование эталонов, вспомогательных СИ

Тип

Основные требования к метрологическим характеристикам (MX)

Цель использования

1

2

3

4

1.Термометр

ТП 22

ЦД 1 °C в диапазоне от минус 30 до плюс 50 °C

Контроль температуры окружающей среды

2. Барометр-анероид

БАММ 1

Атм. давление 80-106 кПа

Отн. погрешность ± 5%

Контроль атмосферного давления

3. Психрометр

М-4М

КТ 2,0

Контроль относительной влажности

4 Миллитесламетр

МПМ-2

ПГ 7,5 %

Измерение напряженности магнитного поля

5. Измеритель показателей качества электрической энергии

Ресурсам

КТ 0,2 (напряжение гармоник)

Измерение показателей качества электроэнергии в соответствии с ГОСТ 13109-97

б.Вольтамперфазометр

ПАРМА ВАФ-Т

КТ 0,5

Напряжение 0-460 В

Ток 0-6 А

Частота 45-65 Гц

Фазовый угол от минус 180 до 180 град.

Измерение напряжения, тока, частоты, угла сдвига фаз между напряжением и током

7. Прибор сравнения

КНТ-03

1,999 В-А;

19,99 В-А;

199,9 В А

ПГ ±0,003 В-А

ПГ ±0,03 В-А

ПГ ±0,3 В-А

Измерение     полной     мощности

вторичной нагрузки ТТ

8.Радиоприемник

Любой тип

Использование сигнала точного времени

9. Секундомер

СОСпр-1

0-30 мин., ЦД 0,1 с

При определении погрешности хода системных часов

10. Переносной компьютер (ноутбук)

Для непосредственного считывания информации со счетчиков

11. Устройство сопряжения оптическое

УСО-2

Преобразователь сигналов для считывания информации со счетчиков через оптический порт

12 . ПО: «Энфорс АСКУЭ»,       ПО

«КонфигураторСЭТ -4ТМ»

Тестовые файлы, пусконаладочные, настроечные, диагностические работы по проверке функционирования счетчиков, АИИС в целом.

Примечание - Допускается применение других СИ, обладающих требуемыми MX.

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 ПСЧ 4ТМ.05М- по методике поверке ИЛГШ.411152.146 РЭ1, согласованной с

ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»

Межповерочный интервал АИИС КУЭ - 4 года.

Нормативные документы

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

ГОСТ Р 8.596-002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

Технорабочий проект Автоматизированная система коммерческого учета электрической энергии ОАО «Воронежатомэнергосбыт» для энергоснабжения ОАО фирма «Молоко» НСЛГ.466645.017 РП

Заключение

Тип системы автоматизированной информационно-измерительной для коммерческого учета электроэнергии ОАО «Воронежатомэнергосбыт» для энергоснабжения ОАО фирма «Молоко», заводской номер 01, утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственным поверочным схемам.

Развернуть полное описание