Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО «Морион» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами ОАО «Морион», сбора, обработки, хранения и отображения полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 60-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (60 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений данных о состоянии средств измерений со стороны организаций-участников розничного рынка электрической энергии;
- 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 - информационно-измерительный комплекс точек измерения, включающий:
- измерительные трансформаторы тока (ТТ);
- измерительные трансформаторы напряжения (ТН);
- вторичные измерительные цепи;
- счетчики электрической энергии.
2 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс, включающий:
- сервер баз данных ЦСОД ОАО «Морион» (далее сервер БД);
- технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура).
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 (U) и тока (I) и рассчитывает полную мощность S = U-I.
Измерение активной мощности счетчиком выполняется путем перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (U) и тока (I) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (P) по периоду основной частоты сигналов.
Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q = (S2 - P2)0,5.
Средние значения активной и реактивной мощностей рассчитываются путем интегрирования текущих значений P и Q на 30-минутных интервалах времени.
Результаты измерений электрической энергии хранятся в памяти счетчика электрической энергии и при каждом сеансе опроса передаются в цифровом формате на второй уровень АИИС КУЭ. Передача информации на второй уровень АИИС КУЭ организована по GPRS/TCP-IP протоколу с помощью GSM устройства передачи данных.
На втором уровне системы выполняется идентификация поступивших данных в соответствии с протоколом обмена счетчиков, обработка и хранение измерительной информации с возможностью последующего оформления справочных и отчетных документов для передачи гарантирующему поставщику (ОАО «Петербургская сбытовая компания») с целью обеспечения коммерческих расчетов.
Коррекция часов счетчиков производится от часов сервера ЦСОД гарантирующего поставщика в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов сервера ЦСОД и часов счетчиков превосходит ±2 с.
Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков и ЦСОД АИИС КУЭ.
Журнал событий счетчиков электрической энергии отражает: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.
Таблица 1
| Номер ИК | Наименование присоединения | Состав измерительных каналов |
| ТТ | ТН | Счетчик электрической энергии | Оборудование ИВК (2-й уровень) |
| 1 | РП-1400, яч.4-5 Р1 1.1 | ТПЛ-10-М, 200/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 22192-07; Зав. номер: 1939, 1941, 1944 | ЗНОЛ.06-10-У3, 10000/^3/100/^3 0,5; ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 3344-08; Зав. номер: 2449, 2822, 2712 | Альфа А1800, A1805RAL-Р4G-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином = 100 В; Класс точности : активная энергия - 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005; реактивная энергия - 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11; зав. номер 01269620 | Каналообразующая аппаратура, сервер ЦСОД, ПО «Энфорс 442» |
| 2 | РП-1400, яч.6-7 Р1 2.1 | ТПЛ-10-М, 200/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 22192-07; Зав. номер: 1940, 1943, 1975 | ЗНОЛ.06-10-У3, 10000/^3/100/^3 0,5; ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 3344-08; Зав. номер: 2357, 2614, 2369 | Альфа А1800, A1805RAL-Р4G-DW-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином = 100 В; Класс точности : активная энергия - 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005; реактивная энергия - 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005; Госреестр СИ № 31857-11; зав. номер 01269614 |
Примечание:
Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков электрической энергии на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в табл. 1. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Энфорс 442».
Идентификационные данные ПО «Энфорс 442» приведены в табл. 2.
Таблица 2
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| Admin.exe | Nforce.Energy.Admin | 1.0 | a740c22aa03724773d 46f53a1f487f8f | md5 |
| Collector.exe | отсутствует | 1.0 | 350d01503d37513e54 231c521078dd00 | md5 |
| Configurator.exe | Nforce.Energy.ConfigMaster | 1.0 | ba203b3d8bfc0151fb0 16e9c93ea1b17 | md5 |
| Reports.exe | Nforce.Energy.BpLight | 1.0 | b8a20671ae75ec0e42 70d522f4814e22 | md5 |
Уровень защиты ПО «Энфорс 442» соответствует уровню «С» в соответствии с разделом 2.6 МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета
2
10
±10
200
от 1 до 120
0,5 - 1
от минус 26 до 35
±5
120000
Номинальное напряжение на вводах системы, кВ
Отклонение напряжения от номинального, %
Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А
Диапазон изменения тока в % от номинального значения тока
Коэффициент мощности, cos ф
Диапазон рабочих температур для компонентов системы, °С: - трансформаторов тока, напряжения, счетчиков
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с
Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК (измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности), %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ приведены в табл. 3.
Таблица 3
| Номер ИК | Значение cos<p | 0,011ном < I < 0,051ном | 0,051ном < I < 0,21ном | 0,21ном < I < 11ном | 11ном < I < 1,21ном |
| Активная энергия |
| 1 - 2 | 1,0 | ±2,6 | ±1,9 | ±1,8 | ±1,8 |
| 1 - 2 | 0,8 | ±3,6 | ±2,7 | ±2,4 | ±2,4 |
| 1 - 2 | 0,5 | ±6,1 | ±4,0 | ±3,4 | ±3,4 |
| Реактивная энергия |
| 1 - 2 | 0,8 | ±6,1 | ±4,8 | ±4,6 | ±4,6 |
| 1 - 2 | 0,5 | ±4,3 | ±3,6 | ±3,5 | ±3,5 |
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, средний срок службы 30 лет;
- трансформаторы тока типа ТПЛ-10-М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 4000000 ч, средний срок службы 30 лет;
- трансформаторы напряжения типа ЗНОЛ.06-10У3 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 4000000 ч, средний срок службы 30 лет.
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: для передачи информации внешним организациям организованы два независимых канала связи;
- регистрация времени и даты в журналах событий счетчиков:
- попыток несанкционированного доступа;
- связи со счетчиком, приведших к каким-либо изменениям данных;
- коррекции текущих значений времени и даты;
- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
- перерывов питания;
- самодиагностики (с записью результатов).
Защищённость применяемых компонентов:
а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электрической энергии;
- клемм вторичных обмоток трансформаторов тока и напряжения;
- промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;
- испытательных клеммных коробок;
б) защита информации на программном уровне:
- установка паролей на счетчиках электрической энергии;
- установка пароля на сервере БД в составе ЦСОД.
Глубина хранения информации:
- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; сохранность данных в памяти при отключении питания -30 лет;
- сервер БД ЦСОД - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО «Морион».
Комплектность
1. Трансформатор тока ТПЛ-10-М - 6 шт.
2. Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-10-У3 - 6 шт.
3. Счетчик электрической энергии трехфазный
многофункциональный АЛЬФА А1805 - 2 шт.
4. GSM устройство передачи - 1 шт.
5. Сервера БД - 1 шт.
6. Программное обеспечение «Энфорс 442» - 1 шт.
7. Методика измерений 2013-09-ПЮЛ6 МИ - 1 шт.
8. Паспорт ТПГК.411711 ПС - 1 шт.
Поверка
осуществляется по МИ 3000-2006 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».
Перечень эталонов, применяемых при поверке:
- средства поверки и вспомогательные устройства, в соответствии с методиками поверки, указанными в описаниях типа на измерительные компоненты АИИС КУЭ, а также приведенные в табл. 2 МИ 3000-2006.
Сведения о методах измерений
Измерения производятся в соответствии с документом «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО «Морион» 2013-09-ПЮЛ6 МИ. Свидетельство об аттестации № 01.00292.432.000334-2014 от 19.06.2014 г.
Нормативные документы
1. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
2. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
3. МИ 3000-2006 «Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
