Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО "Концерн "НПО Аврора"

Основные
Тип
Год регистрации 2009
Дата протокола 08 от 25.06.09 п.27
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 35468
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 коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО «Концерн «НПО Аврора» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, выработанной и потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ОАО «Концерн «НПО Аврора» сбора, обработки и хранения полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

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);

- 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 розничного рынка электроэнергии результатов измерений;

- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-участников розничного 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 единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1 -й уровень - измерительно-информационный комплекс точек измерения (ИИК ТИ), трансформаторы тока (ТТ) ТПЛ-10-М У2, 400/5 класс точности 0,5S, Госреестр № 22192-07, ТОЛ-10-1-1 У2 200/5, класс точности 0,5S, Госреестр № 15128-07; Т-0,66 УЗ 100/5, класс точности 0,5S, Госреестр № 22656-07 по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения (TH) НАМИТ-10-2 УХЛ2, 10000/100, класс точности 0,5, Госреестр № 16687-07 по ГОСТ 1983 и счетчики активной и реактивной электроэнергии Альфа А 1800 A1805RAL-P4G-DW-4, Госреестр № 31857-06, кл. точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 для активной электроэнергии и класса точности 1,0 по ГОСТ 26035-83 для реактивной энергии, установленные на объектах, указанных в табл. 1 (4 точки измерения).

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала и программное обеспечение (ПО) ИВК Альфа Центр.

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. Счетчик производит измерение действующих (среднеквадратических) значений напряжения и тока и рассчитывает полную мощность.

Измерение активной мощности счетчиком выполняется путем перемножения мгновенных значений сигналов напряжения и тока и интегрирования полученных значений мгновенной мощности по периоду основной частоты сигналов.

Реактивная мощность вычисляется по значениям активной и полной мощности.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям поступает на верхний уровень системы.

На верхнем - втором уровне системы выполняется последующее формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники розничного рынка электроэнергии осуществляется от счетчиков электрической энергии по коммутируемым телефонным линиям телефонной сети общего пользования (ТФОП) и сети стандарта GSM.

Для защиты информационных и измерительных каналов АИИС КУЭ от несанкционированных вмешательств, предусмотрена механическая и программная защита. Все кабели, приходящие на счетчик от измерительных трансформаторов и сигнальные кабели от счетчика, кроссируются в пломбируемом отсеке счетчика.

Коррекция хода системных часов (астрономическое время, часы Сервера и внутренние часы счетчика) АИИС КУЭ производится от системных часов СБД ОАО «Петербургская сбытовая компания» в ходе опроса счетчиков. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов сервера коммерческого учета ОАО «Петербургская сбытовая компания» и часов АИИС КУЭ ОАО «Концерн «НПО Аврора» превосходит 2 с. Факт каждой коррекции регистрируется в Журнале событий Сервера БД АИИС КУЭ. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.

Таблица 1

Наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

ТТ

TH

счетчик

ТП-2828

РУ-10 кВ, яч. 9

ТПЛ-10-М У 2, 400/5 А; класс точности 0,5S; зав.№ 4113 зав.№ 3763 зав.№ 3687

Госреестр СИ №22192-07

НАМИТ-10-2 УХЛ2, 10000/100В; класс точности 0,5; зав.№ 2357 Госреестр СИ № 16687-07

«Альфа А1800» A1805RAL-P4G-DW-4;

ГОСТ Р 52323-2005;

ГОСТ 26035-83 класс точности: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0;

1ном(1макс) = 5(10)А;

UH0M= 100 В;

зав.№ 01185209

Госреестр СИ № 31857-06

Активная, реактивная

ТП-2828 РУ-10 кВ, яч. 17

ТПЛ-10-М У2, 400/5 А; класс точности 0,5S; зав.№ 4108 зав.№ 4109 зав.№ 4110

Госреестр СИ №22192-07

НАМИТ-10-2 УХЛ2, 10000/100В; класс точности 0,5; зав.№ 1491 Г осреестр СИ № 16687-07

«Альфа А1800» A1805RAL-P4G-DW-4; ГОСТ Р 52323-2005;

ГОСТ 26035-83 класс точности: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0;

1ном(1макс) = 5(10)А;

UH0M = 100 В;

зав.№ 01185210

Госреестр СИ № 31857-06

ТП-2009 РУ-10 кВ, яч. 11

ТОЛ-10-1-1 У 2, 200/5 А; класс точности 0,5S; зав.№ 23996 зав.№ 19494 зав.№ 23997

Госреестр СИ № 15128-07

НАМИТ-10-2 УХЛ2, 10000/100В; класс точности 0,5; зав.№ 1984 Госреестр СИ № 16687-07

«Альфа А1800» A1805RAL-P4G-DW-4; ГОСТ Р 52323-2005;

ГОСТ 26035-83 класс точности: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0;

1ном(1макс) = 5(10)А;

UHOM=100B;

зав.№ 01185264

Госреестр СИ № 31857-06

ТП-2828 РУ-0,4 кВ, ГСПК «Выборгский»

Т-0,66 УЗ, 100/5 А; класс точности 0,5S; зав.№ 039608 зав.№ 039609 зав.№ 039610 Госреестр СИ № 22656-07

не предусмотрен

«Альфа А1800» A1805RAL-P4G-DW-4; ГОСТ Р 52323-2005;

ГОСТ 26035-83 класс точности: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0;

1ном(1макс) = 5(10)А;

Ином = 380 В;

зав.№ 01186757

Госреестр СИ № 31857-06

Примечания:

1. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформатор напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

2. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в табл. 1. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Концерн «НПО Аврора» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности для реальных (рабочих) условий эксплуатации АИИС КУЭ ОАО «Концерн «НПО Аврора» приведены в табл. 2.

Таблица 2

Наименование присоединения

Значение coscp

1% <!/!„< 5%

5% < I/IH< 20%

20% <!/!„< 100%

100% < 1ЛН< 120%

Активная электрическая энергия

1

ТП-2828, РУ-10 кВ, яч. 9

ТП-2828, РУ-10 кВ, яч. 17

ТП-2009, РУ-10 кВ, яч. 11

1,0

±2,14

±1,28

±1,12

±1,12

ТП-2828, РУ-0,4 кВ ГСПК «Выборгский»

±2,07

±1,15

±0,97

±0,97

2

ТП-2828, РУ-10 кВ, яч. 9

ТП-2828, РУ-10 кВ, яч. 17

ТП-2009, РУ-10 кВ, яч. 11

0,8

±3,10

±2,03

±1,52

±1,52

ТП-2828, РУ-0,4 кВ ГСПК «Выборгский»

±3,02

±1,89

±1,34

±1,34

3

ТП-2828, РУ-10 кВ, яч. 9

ТП-2828, РУ-10 кВ, яч. 17

ТП-2009, РУ-10 кВ, яч. 11

0,5

±5,58

±3,24

±2,44

±2,44

ТП-2828, РУ-0,4 кВ ГСПК «Выборгский»

±5,44

±3,00

±2,10

±2,10

Реактивная электрическая энергия

4

ТП-2828, РУ-10 кВ, яч. 9

ТП-2828, РУ-10 кВ, яч. 17

ТП-2009, РУ-10 кВ, яч. 11

0,8

±7,68

±3,31

±2,36

±2,27

ТП-2828, РУ-0,4 кВ ГСПК «Выборгский»

±7,61

±3,15

±2,13

±2,03

5

ТП-2828, РУ-10 кВ, яч. 9

ТП-2828, РУ-10 кВ, яч. 17

ТП-2009, РУ-10 кВ, яч. 11

0,5

±5,33

±2,45

±1,81

±1,80

ТП-2828, РУ-0,4 кВ ГСПК «Выборгский»

±5,29

±2,36

±1,68

±1,67

Примечание: В качестве характеристик допускаемой основной погрешности указаны доверительные границы погрешности результата измерений при доверительной вероятности 0,95.

Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение (90+110)% UHOm; ток (24-20)% 1ном (для ИК1, ИК2); (44-70)% 1ном (для ИКЗ); (4+26)% 1ном (для ИК4); cos(p = (0,8 - 1,0);

- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов и счетчиков от 5 до 35°C.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч. Средний срок службы 30 лет;

- ТТ - средний срок службы 30 лет;

- TH - средний срок службы 25 лет.

Надежность системных решений:

■ резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники рынка электроэнергии по коммутируемой телефонной линии сети стандарта GSM;

■ регистрация событий:

- в журнале событий счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и журнале событий автоматизированного рабочего места.

Защищённость применяемых компонентов:

■ механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- сервера БД (АРМ);

■ защита информации на программном уровне:

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на сервер.

Глубина хранения информации:

■ электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток;

■ Сервер БД (АРМ) - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульных листах эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ ОАО «Концерн «НПО Аврора».

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Обозначение

Наименование, комплектность

Кол-во

ТИЛ-10-М У2

Трансформатор тока с паспортом

6

ТОЛ-10-1-1 У2

Трансформатор тока с паспортом

3

Т-0,66 УЗ

Трансформатор тока с паспортом

3

НАМИТ-10-2 УХЛ2

Трансформатор напряжения с паспортом

3

Al 805-RAL-P4GB-DW-4

Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный, с паспортом и руководством по эксплуатации

4

Zyxel-U336E Plus

Модем с руководством по эксплуатации

1

Siemens МС 35i

Терминал сотовой связи с руководством по эксплуатации

1

МУС - Е - 200 - 1

Многофункциональное устройство связи с паспортом

1

68-09-07-МВИ-03 09 ИС

Исполнительные схемы коммутации вторичных цепей АИИС КУЭ

1

68-09-07-МВИ-03 09_ИЭ

Инструкция по эксплуатации оперативно-дежурного персонала АИИС КУЭ

1

68-09-07-МВИ-03 09

Методика выполнения измерений

1

Поверка

Поверка проводится в соответствии с документом «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «Концерн «НПО Аврора». Методика поверки», утвержденным с ГЦИ СИ Тест-С.-Петербург в апреле 2009 г.

Основное оборудование, необходимое для поверки:

- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;

- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по ГОСТ 8.216-88;

- средства поверки счетчиков электрической энергии по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы;

- радиоприемник УКВ диапазона, принимающий сигналы службы точного времени.

Межповерочный интервал - 4 года.

Нормативные документы

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

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

ГОСТ 7746-01 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

ГОСТ 26035-83 «Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия».

ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003) «Статические счетчики активной энергии классы точности 0,2S и 0,5S».

Техническая документация на систему коммерческого учета электрической энергии и мощности автоматизированную АИИС КУЭ ОАО «Концерн «НПО Аврора».

Заключение

Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «Концерн «НПО Аврора» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, и метрологически обеспечен в эксплуатации.

Развернуть полное описание