Система автоматизированная информационно-измерительная для коммерческого учета электроэнергии ОАО "Воронежатомэнергосбыт" для энергоснабжения ООО "Аква-Холод"

Основные
Тип
Год регистрации 2008
Дата протокола 14д2 от 25.12.08 п.71
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 34514
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 ООО «АкваХолод» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной за установленные интервалы времени технологическими объектами ООО «Аква-Холод», 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 одной измерительно-информационной точки учета (ИИК ТУ) ООО «Аква-Холод» содержит в своем составе:

• измерительные трансформаторы тока (ТТ) типа ТПЛМ-10 (2 шт.) по ГОСТ 7746-2001 класса точности (КТ) 0,5;

• измерительные трансформаторы напряжения (TH) типа НТМИ-6-66 (1 шт.) по ГОСТ 19832001 КТ 0,5;

• многофункциональный микропроцессорный счетчик электроэнергии (счетчики) с цифровым выходным интерфейсом (счетчики) по ГОСТ 30206-94 (активная энергия) и ГОСТ 26035-83 (реактивная энергия) типа ПСЧ-4ТМ.05.12; КТ 0,5S/l,0;

• вторичные цепи;

• преобразователь-коммутатор ПР 4-4 для интерфейсов RS-232, RS-485;

. систему обеспечения единого времени (СОЕВ): блок синхронизации часов реального времени счетчика БСЧРВ-011М 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/8Power 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 шт.);

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

Программные средства:

• ОС Microsoft Windows ХР;

• 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 реализована в виде блока синхронизации часов реального времени счетчика БСЧРВ-ОИМ и спутникового приемника, предназначена для преобразования протокола сигнала, поступающего со спутникового приемника в протокол широковещательного запроса на синхронизацию времени счетчиков. Корректирует время в счетчиках 1 раз в сутки. Синхронизация ИВК с функциями ИВКЭ осуществляется от GPS приемника каждые полчаса. Погрешность системного времени не превышает ± 5 с/сут.

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 НП «Совет рынка»

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

ООО «Аква-Холод»

№_________

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Воронежатомэнергосбыт» для энергоснабжения ООО «Аква-Холод»

№01

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq Календарное время

1 362070018214101

Ввод 6 кВ ООО «Аква-Холод»

ТТ

КТ=0,5 Ктг=400/5 № 2363-68

А

ТПЛМ-10

90585

4800

Ток первичный, I,

С

ТПЛМ-10

90589

TH

КТ=0,5 Ктн=6000/100 №2611-70

п ГО >

НТМИ-6-66

4672

Напряжение первичное, U,

Счетчик

KT=0,5S/l Ксч=1 № 27779-04

Передаточное число 5000 имп/кВт(квар) ч

ПСЧ4ТМ.05.12

0309072461

Ток вторичный, 12 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, W? 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.

1

-

Номинальное напряжение на вводах системы, В

6000

ИК№ 1

Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А

400

ИК№ 1

Мощность вторичной нагрузки ТТ (при cos<p2=0,8 инд), В-А

10

ИК№ 1

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

75

ИК№ 1

Таблица 3 - Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения активной (реактивной) электроэнергии (мощности) для реальных условий эксплуатации ИК № 1 АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95___________________________________________

8 wp

№ ИК

КТтт

КТТн

КТсч

Значение

COS ф

для диапазонов

5 %<1/1п<20% WP5%<WP<WP20%

для диапазонов 20%<I/In<100%

Wp20 % <Wp<Wp)00 %

для диапазонов

100%< I/In<120%

Wpioo% <WP< WPi2o%

1

0,5

0,5

0,5s

1,о

±23

±13

±13

0,8

±33

±2,0

±1,7

0,5

±5,7

±33

±2,7

3 WQ , %

№ ИК

КТтт

КТтн

КТСЧ

Значение cos <р (sin q>)

для диапазонов 5%<1/1п<20% WQ5%<WQ< WQ20%

для диапазонов

20%<I/In<100%

Wq20%^Wq<Wq 100%

для диапазонов 100%< I/In<120% Wq ioo%<Wq< Wqj20%

1

0,5

0,5

1,0

0,8(0,6)

±53

±3,1

±2,5

0,5(0,87)

±3,6

±23

±2,1

0,5(0,87)

±5,4

±3,1

±2,5

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

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

Wps./.CWqj./.), Wp20% (WQ2o%), Wp1Oo%(WQ1Oo%), WP12O%(WQ12O%) - 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

^2 мин — ^2 макс

т —19 7

11 МИН *   11ном

-

Напряжение переменного тока, В

0,9С;2нОМ - 1,1 С'гном

-

0,91/1 „ом - 1,11/1 ном

Коэффициент мощности (cos <р)

0,5 „нд- 1,0-0,8 емк

0,8 mn.-1,0

0,8 „нд-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 55

От минус 5 до плюс 35

От минус 40 до плюс 60

От минус 5 до плюс 35

От минус 40 до плюс 60

От минус 5 до плюс 35

Индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл

Не более 0,5

-

-

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

0,255'2но„- ЬОЗ’гном

-

Мощность нагрузки TH (при cosq>2=0,8 инп)

-

-

0,25SHO„ - 1,05ном

Надежность применяемых в системе компонентов.

Для трансформаторов тока:

• среднее время наработки на отказ не менее 400000 ч,

• срок службы, не менее 25 лет

Для трансформаторов напряжения:

• среднее время наработки на отказ не менее 440000 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 40000 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.

Для каналов передачи данных:

• коэффициент готовности не менее 0,95,

• скорость передачи данных 9600 бит/с.

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

• среднее время наработки па отказ не менее 100000 ч,

среднее время восстановления работоспособности не более 0,5 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 ООО «Аква-Холод».

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. 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 ООО «Аква-Холод». 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 (МХ)

Цель использования

1

2

3

4

1.Термометр

ТП 22

Щ- 1 °C в диапазоне от минус 30 до плюс 50 °C

Контроль температуры окружающей среды

2. Барометр-анероид

БАММ 1

А м. 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

6 .Вольтамперфазометр

ПАРМА ВАФ-Т

КТ 0,5

Напряжение 0-460 В

Ток 0-6 А

Частота 45-65 Гц

Фазовый угол от минус! 80 до 180 град.

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

7. Прибор сравнения

КНТ-03

1,999 ВА;

19,99 ВА;

199,9 ВА

ПГ ±0,003 ВА

ПГ ±0,03 ВА

ПГ ±0,3 ВА

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, УСПД, 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.05- по методике поверке ИЛГШ.411152.126 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 ООО «Аква-Холод» НСЛГ.466645.015 РП

Заключение

Тип системы автоматизированной информационно-измерительной для коммерческого учета электроэнергии ОАО «Воронежатомэнергосбыт» для энергоснабжения ООО «АкваХолод», 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