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.
