Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ ЗАО «ЦОПэнерго» для энергоснабжения ЗАО «Велор» (в дальнейшем - АИИС КУЭ ЦОПэнерго/Велор) предназначена для измерений, коммерческого учета электрической энергии и мощности, а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации об энергоснабжении. В частности, АИИС КУЭ ЦОПэнерго/Велор, предназначена для использования в составе многоуровневых автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) на оптовом рынке электрической энергии (мощности).
Область применения: в АИИС КУЭ ЗАО «ЦОПэнерго» и граничащих с ним по цепям электроснабжения энергосистемах, промышленных и других энергопотребляющих (энергопоставляющих) предприятиях.
Описание
АИИС КУЭ ЦОПэнерго/Велор, представляет собой трехуровневую информационноизмерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Нижний (1-й уровень) уровень состоит из установленных на объектах контроля электронных счетчиков активной и реактивной электроэнергии с цифровым интерфейсом RS-485, измерительных трансформаторов тока и напряжения, вторичных измерительных цепей и технических средств приема-передачи данных, образующих 2 измерительных канала (далее по тексту - «ИК») системы.
Второй уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), в который входит УСПД типа RTU-325L, обеспечивающий интерфейс доступа к ИИК, технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура).
Третий уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс (ИВК). ИВК представляет собой центральное устройство сбора (сервер), коммутационные средства, рабочие станции (АРМ) и специальное программное обеспечение. ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, диагностики состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в ОАО «АТС».
Система обеспечивает измерение следующих основных параметров энергопотребления:
1) активной (реактивной) энергии за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон, включая прием и отдачу энергии;
2) средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;
3) календарного времени и интервалов времени.
Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках и УСПД может храниться служебная информация: параметры качества электроэнергии в точке учета, регистрация различных событий, данные о корректировках параметров, данные о работоспособности устройств, перерывы питания и другая информация. Эта информация может по запросу пользователя передаваться на АРМ.
В АИИС КУЭ ЦОПэнерго/Велор измерения и передача данных на верхний уровень происходят следующим образом. Аналоговые сигналы переменного тока с выходов измерительных трансформаторов (для счетчиков трансформаторного включения) поступают на входы счетчиков электроэнергии, которые преобразуют значения входных сигналов в цифровой код. Счетчики СЭТ-4ТМ.03М.01 производят измерения мгновенных и действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают активную мощность (P=UTcos(p) и полную мощность (S=U-I). Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q=(S2-P2)0,5. Средние значения активной мощности рассчитываются путем интегрирования текущих значений Р на 30-минутных интервалах времени. По запросу или в автоматическом режиме измерительная информация направляется в устройство сбора и передачи данных (УСПД). В УСПД происходят косвенные измерения электрической энергии при помощи программного обеспечения, установленного на УСПД, далее информация поступает на ИВК (сервер), где происходит накопление и отображение собранной информации. Полный перечень информации, передаваемой на ИВК, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков, УСПД и специализированным программным обеспечением сервера. Для передачи данных, несущих информацию об измеряемой величине от одного компонента АИИС КУЭ к другому, используются проводные линии связи, GSM-сеть связи.
АИИС КУЭ ЦОПэнерго/Велор имеет 2 независимых устройства синхронизации времени на основе GPS-приемника. Коррекция времени в УСПД производится по временным импульсам от устройства синхронизации времени на основе GPS-приемника, подключенного к УСПД при наличии расхождения, превышающего ±1с. Коррекция времени на сервере производится, не реже одного раза в сутки, по временным импульсам от устройства синхронизации времени на основе GPS-приемника, подключенного к серверу.
Для защиты метрологических характеристик системы от несанкционированных изменений (корректировок) предусмотрена аппаратная блокировка, пломбирование средств измерений и учета, кроссовых и клеммных коробок, а также многоуровневый доступ к текущим данным и параметрам настройки системы (электронные ключи, индивидуальные пароли, коды оператора и программные средства для защиты файлов и баз данных).
Основные функции и эксплуатационные характеристики АИИС КУЭ ЦОПэнерго/Велор соответствуют критериям качества АИИС КУЭ, определенным согласно техническим требованиям ОАО «АТС» к АИИС КУЭ. Система выполняет непрерывные автоматизированные измерения следующих величин: приращения активной электрической энергии, календарного времени, интервалов времени и коррекцию хода часов компонентов системы, а также сбор результатов и построение графиков получасовых нагрузок, необходимых для организации рационального контроля и учета энергопотребления. Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ трансформаторов напряжения и тока, счетчиков электроэнергии и УСПД соответствуют техническим требованиям к АИИС КУЭ субъекта ОРЭ. Для непосредственного подключения к отдельным счетчикам или к УСПД (в случае, например, повреждения линии связи) предусматривается использование переносного компьютера типа NoteBook с последующей передачей данных на компьютер высшего уровня.
В системе обеспечена возможность автономного съема информации со счетчиков. Глубина хранения информации в системе не менее 35 суток. При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти. Предусмотрен самостоятельный старт УСПД после возобновления питания.
Для защиты информации и измерительных каналов АИИС КУЭ от несанкционированного вмешательства предусмотрена механическая и программная защита. Все кабели, приходящие на счетчик от измерительных трансформаторов и сигнальные кабели от счетчика, кроссируются в пломбируемом отсеке счетчика.
Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ ЦОПэнерго/Велор, являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре средства измерений. Устройства связи, модемы различных типов, пульты оператора, средства вычислительной техники (персональные компьютеры) отнесены к вспомогательным техническим компонентам и выполняют только функции передачи и отображения данных, получаемых от основных технических компонентов.
Технические характеристики
Таблица 1
| параметр | значение |
| Пределы допускаемых значений относительной погрешности АИИС КУЭ при измерении электрической энергии. | Вычисляются по методике поверки в зависимости от состава ИК. Значения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблице 2 |
| Параметры питающей сети переменного тока: Напряжение, В частота, Гц | 220± 22 50 ± 1 |
| Температурный диапазон окружающей среды для: - счетчиков электрической энергии, °C - трансформаторов тока и напряжения, °C | -20...+40 -20...+40 |
| Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл | 0,5 |
| Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и TH, % от номинального значения | 25-100 |
| Потери напряжения в линии от TH к счетчику, не более, % | 0,25 |
| Первичные номинальные напряжения, кВ | 110;10 |
| Первичные номинальные токи, кА | 0,6;0,3 |
| Номинальное вторичное напряжение, В | 100 |
| Номинальный вторичный ток, А | 5 |
| Количество точек измерения, шт. | 2 |
| Интервал задания границ тарифных зон, минут | 30 |
| Абсолютная погрешность при измерении текущего времени в системе и ее компонентах, не более, секунд | ±5 |
| Средний срок службы системы, лет | 15 |
Таблица 2
Пределы допускаемых относительных погрешностей при измерении электрической энергии, %.
| № ИИК | Состав ИИК | COS ф (sin ф) | 8 1(2)%1 11(2)%<1<15% | 8 5%1 15%^К120% | 8 20%1 1го%^1<11оо% | 8 юо%1 1100%^!-1120 % |
| 1,2 | ТТ класс точности 0,5 TH класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,5 S (активная энергия) | 1 | Не нормируется | ±2,0 | ±1,3 | ±1,1 |
| 0,8 (инд.) | Не нормируется | ±2,8 | ±1,7 | ±1,4 |
| 0,5 (инд.) | Не нормируется | ±4,2 | ±2,4 | ±1,9 |
| ТТ класс точности 0,5 TH класс точности 0,5 Счетчик класс точности 1,0 (реактивная энергия) | 0,8 (0,6) | Не нормируется | ±3,8 | ±2,4 | ±1,8 |
| 0,5(0,87) | Не нормируется | ±2,9 | ±2,0 | ±1,5 |
Примечание:Ф) В процессе эксплуатации системы возможны замены отдельных измерительных компонентов без переоформления сертификата об утверждении типа АНИС КУЭ: стандартизованных компонентов - измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов, класс точности которых должен быть не хуже класса точности первоначально указанных в таблице, а также УСПД - на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом, согласно требованиям ст. 4.2 МИ 2999-2006. Акт хранится совместно с описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Для разных сочетаний классов точности измерительных трансформаторов и счетчиков электрической энергии пределы допускаемых относительных погрешностей при измерении энергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации рассчитываются согласно алгоритмам, приведенным в методике поверки АИИС КУЭ ЦОПэнерго/Велор.
Пределы допускаемой относительной погрешности по средней получасовой мощности и энергии для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения получасовой мощности, на которых не производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:
на основании считанных по цифровому интерфейсу показаний счетчика о средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импульсах:
/ \2
£КеЮ0%
, где
. ЮООРТ^ ?
8р - пределы допускаемой относительной погрешности при измерении средней
получасовой мощности и энергии, в процентах;
8Э -пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.2 при из
мерении электроэнергии, в процентах;
К — масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации трансформаторов тока и напряжения;
Ке - внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выраженному в Вт’ч);
Тер - интервал усреднения мощности, выраженный в часах;
Р - величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале усреднения, выраженная в кВт.
Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности по средней мощности для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения мощности, на которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:
8ВКВВВ =——--100%, где
ркорр- Жср
Ы - величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в секундах); Тер - величина интервала усреднения мощности (в часах).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульных листах эксплуатационной документации системы типографским способом.
Комплектность
Комплект поставки приведен в таблице 3, 4 и 5.
Таблица 3
| Канал учета | Средство измерений | Наименование измеряемой величины |
| № Номер ИИК | Наименование объекта учета (по документации энергообъекта) | Наименование средств измерений | Обозначение, тип, стандарт, технические условия либо метрологические характеристики, № Госреестра |
| 1 | П/С 110/10 кВ ОПУ-10кВТ1 ПОкВ | ТТ | ТФЗМ-110Б-1У-У1 Кт= 300/5 класс точности 0,5 №№ 12109 12108 12110 № ГР 26422-06 | Ток, 5 А (номинальный вторичный) |
| TH | НКФ-110- П-ХЛ1 Кт = 110000/100 класс точности 0,5 № 3326 3329 3294 № ГР 26452-06 | Напряжение, 100 В (номинальное вторичное) |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М.01 класс точности 0,5S/l № 0808090731 № ГР 36697-08 | Ном. ток 5 А, энергия активная/ реактивная |
| 2 | П/С 110/10 кВ 2РУ-10кВФ.10761 | ТТ | ТОЛ-10-1 Кт= 600/5 класс точности 0,5 №№ 11232 11211 №ГР 15128-07 | Ток, 5 А (номинальный вторичный) |
| TH | НАМИ-10-95 Кт = 10000/100 класс точности 0,5 №830 № ГР 20186-05 | Напряжение, 100 В (номинальное вторичное) |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М.01 класс точности 0,5S/l № 0808090753 № ГР 36697-08 | Ном. ток 5 А, энергия активная/ реактивная |
Таблица 4
| Наименование средств измерений | Количество приборов в АЛИС КУЭ ЦОП-энерго/Велор | Номер в Госреестре средств измерений |
| Измерительные трансформаторы тока ГОСТ 7746 ТФЗМ-110Б-1У-У1 ТОЛ-Ю-1 | Согласно схеме объекта учета | № 26422-06 № 15128-07 |
| Измерительные трансформаторы напряжения ГОСТ 1983 НКФ-110- П-ХЛ1 НАМИ-10-66 | Согласно схеме объекта учета | № 26452-06 №20186-05 |
| Электронные счётчики производства ФГУП "Нижегородский завод им.М.В.Фрунзе", г.Нижний Новгород СЭТ-4ТМ.03М.01 | По количеству точек измерения | № 36697-08 |
| Устройство сбора и передачи данных RTU-325L | 1 шт. | № 37288-08 |
Таблица 5
| Наименование программного обеспечения, вспомогательного оборудования и документации | Необходимое количество для АИИС КУЭ ЦОПэнерго/Велор |
| ИВК - IBMxSeries346 MT-M8840-EDY Xeon 3.0 Igb | 1 шт. |
| ram 4X73.4 hdd, ИБП APC smart ups 1500. Сотовый модем MC35i | 1 шт. |
| Источник бесперебойного питания (ИБП) Smart- | 1 шт. |
| UPS 1500 УСВ-1 ВЛСТ 221.00.000-01 со встроенным GPS приемником LASSE SKII. | 1 шт. |
| АРМ | 1 шт. |
| Инженерный пульт на базе Notebook | 1 шт. |
| Сотовый модем MC35i | 4 шт. |
| Устройство синхронизации времени МС-225 | 1 шт. |
| Формуляр на систему | 1(один) экземпляр |
| Методика поверки | 1(один) экземпляр |
| Руководство по эксплуатации | 1(один) экземпляр |
| ПО «Пирамида 2000. Сервер» | Состав программных модулей определяется заказом потребителя |
| Программное обеспечение электросчетчиков |
| Программное обеспечение УСПД RTU-325L |
Поверка
Поверка АИИС КУЭ ЦОПэнерго/Велор проводится по документу «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ ЗАО «ЦОПэнерго» для энергоснабжения ЗАО «Велор». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.
Перечень основных средств поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки счетчиков электрической энергии трехфазных многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М.01 в соответствии с методикой поверки, утвержденной ВНИИМ в 2006 г.
- средства поверки устройств сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L в соответствии с методикой поверки, утвержденной ВНИИМС в 2008 г.
Межповерочный интервал - 4 года.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
ГОСТ 8.596-2002 «Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003) Национальный стандарт Российской федерации «Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2 S и 0,5 S».
ГОСТ 26035-83 «Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия».
ГОСТ 7746 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ 1983 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
Заключение
Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ ЗАО «ЦОПэнерго» для энергоснабжения ЗАО «Велор», утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации.
