Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "НПО "ПРЗ"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «НПО «ПРЗ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии за установленные интервалы времени, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчётов.

Описание

АИИС КУЭ «НПО «ПРЗ» представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения. В состав АИИС КУЭ «НПО «ПРЗ» входит система обеспечения единого времени (СОЕВ), формируемая на всех уровнях.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительные каналы, включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5S и 0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа СЭТ-4ТМ.02М, СЭТ-4ТМ.02.2 класса точности 0,5S/1,0 по ГОСТ Р 52323

05 (в части активной электроэнергии), по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии); вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных.

2-й    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки АИИС КУЭ «НПО «ПРЗ», созданный на базе устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа ЭКОМ-3000 (Госреестр СИ РФ № 17049-04, зав. № 08061425), к которому подключен GPS-модуль, и технических средств приема-передачи данных.

3-й    - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя: модемы, каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных, автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора, программное обеспечение (далее - ПО) «Альфа-Центр», технические средства для организации разграничений прав доступа к информации.

Измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

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. 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.

Данные со счетчиков на УСПД поступают при помощи GSM-модемов. УСПД проводит опрос счетчиков 1 раз в сутки, производит коррекцию времени при достижении разницы во времени между счетчиком и УСПД порогового значения 1 с. Данные с УСПД передаются по запросу на сервер ИВК и АРМ главного энергетика «НПО «ПРЗ» по сети Ethernet. На сервере ИВК установлен GSM-модем как резервный канал связи с GSM-модемами на уровнях ИИК и ИВКЭ.

Сервер ИВК осуществляет автоматизированный ввод и хранение данных об объемах отданной и полученной электроэнергии (мощности), формирование отчетных документов и передачу информации по корпоративной локальной сети с доступом к сети «Интернет» в центры сбора: ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» Нижегородское РДУ, ООО «ВПК-Энерго», ООО «ГАРАНТ-ЭНЕРГО».

В состав СОЕВ входит устройство приёма сигналов точного времени GPS - модуль, внутренние таймеры средств учета (счетчиков, сервера).

GPS приемник осуществляет прием сигналов точного времени системы GPS каждую секунду и передает данные о времени через последовательный интерфейс RS-232 (COM-порт) на УСПД. При достижении отклонения времени УСПД от времени GPS приемника более 1 с, УСПД устанавливает в качестве текущего время, полученное от GPS - модуля.

УСПД осуществляет автоматический опрос счетчиков, при этом устанавливает в счетчиках значение текущего времени УСПД один раз в сутки (значение времени сервера ИВК на значение времени счетчиков не влияет). Изменение хода часов счетчиков в диапазоне рабочих температур АсчТ = 0,1 с/°С/сут

Программное обеспечение сервера каждую секунду устанавливает время, полученное с УСПД, на сервере. Между сервером и УСПД организован Ethernet канал связи.

Задержка времени передачи данных на всех уровнях АИИС КУЭ по последовательному интерфейсу RS-232/485, по GSM - каналу установлена протоколом передачи данных, и составляет не более 250 мс (при превышении 250 мс отправка данных повторяется).

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Программное обеспечение

Уровень ИВК включает в себя ПО «Альфа-Центр», с помощью которого решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации.

Таблица 2 - Состав ИК и метрологические характеристики ИИК.

Состав измерительных каналов и метрологические характеристики измерительно-информационных комплексов приведены в таблице 2

Я

43

о

й

о

и

%

<т>

X

X

а>

н

рэ

04

и

X

с

Е

ю

ю

ГПП "Берёза" 110/6 кВ яч. 3

ГПП "Берёза" 110/6 кВ

тсн

ГПП "Берёза" 110/6 кВ Ввод 2

ы

Счетчик

ТН

ТТ

Счетчик

ТН

ТТ

Счетчик

ТН

ТТ

io*

Ю

00

U)

ю

^    я

io*    Н

U)    II

Os    л vP

ю    II ^

6    ^ ^ ОС

5

?5 "

л .р

" Й

U)

Os

Os

Ю

0

1

о

00

К » п 2 5Я р g ^

ил

СЯ

ся

СО

со

ся

ся

0

ч

1

-р^

ч

0 н

1

-р^

н

0 н

1

-р^

ч

о

ю

о

ю

о

Ю

К

н

К

ч

о

OJ

О

U)

о

00

о

о

о

00

о

Os

U)

ил

о

ю

о

1800

20

12000

С*\

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, WQ

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, WQ

>

%

К

СИ

X

>

я

н

К

СИ

х

£

>

*

н

К

СИ

я

8

о

р

%

к

W

я

о

Я

н

К

СЯ

х

g

О

Л

н

К

СИ

х

8

00

0х

0х

6х

6х

6х

0х

Н-    н-

н-

ь- Ъ\

хо    хО

0х 0х

н-

н-

ил

\0 \0

0х 0х

н-

-р^

Я

чз

о

й

о

и

*

<т>

X

к

а>

н

РЭ

04

и

к

с

Е

ю

ГПП "Берёза" 110/6 кВ яч. 6

ГПП "Берёза" 110/6 кВ яч. 7

ГПП "Берёза" 110/6 кВ яч. 5

ы

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

* $

То* Н

о, Я || 0\ 9 On Л «

^ 11 УЛ

6 ^ ^ ОС

<*>

ю OJ 00 о

ю

00

I

о

о

<-Л

Ю

ю

Ю

ю

СО

со

0 н

1

н

0 н

1

-р^

ч

0 н

1

н

о

ю

о

ю

О

Ю

К

н

К

н

К

ч

о

OJ

о

OJ

О

U)

о

00

о

о

о

Os

о

-р^

3600

7200

3600

о*\

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

>

%

К

СИ

X

>

%

К

СИ

X

>

%

К

СИ

X

о

р

%

к

W

я

о

Р

%

к

W

я

о

Р

%

к

W

я

00

0х-

0х-

0х-

0х-

0х-

0х-

Н-    н-

О    ^

so    \0

гХ    0х

Н-    н-

Н-    н-

О    ^

vO    \0

о^.    ох

Я

чз

о

й

о

и

%

а>

X

к

<т>

н

РЭ

04

и

X

с

Е

ю

ГПП "Берёза" 110/6 кВ яч. 39

ГПП "Берёза" 110/6 кВ яч. 42

ы

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

^    я

io*    Н

и>    II os 9 о

Os ^

Ю    || ^ <1 " оо

6 ^ ^ ОС

^    я

i?    ^

£    л

^    L/1

U)    о

6    5

Os    <-*

!?

ю

ю

ю

ю

I

о

о

<*>

ю

О '

ю

ю

СО

Ю

ю

0 н

1

н

0 н

1

н

0 н

1

ч

о

ю

о

ю

О

Ю

К

ч

К

н

о

OJ

О

U)

о

00

о

Os

о

00

о

Os

о

00

о

Os

U)

L/1

U)

ил

in

U)

00

ю

-р^

ил

о

U)

U)

ю

300

2400

7200

С*\

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

>

%

К

СИ

X

>

%

К

СИ

X

>

%

К

СИ

X

о

р

%

к

W

я

о

Р

%

к

W

я

о

Р

%

к

W

я

00

0х-

0х-

0х-

0х-

0х-

0х-

0х-

0х-

0х-

о4-

Н-    н-

Я

чз

о

й

о

и

%

<т>

X

к

а>

н

рэ

04

и

к

с

Е

ю

Ю

ТП-ЗЗ 6/0,4 кВ, Т-1, 0,4 кВ

Ы

Счетчик

ТН

ТТ

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТП-7А 6/0,4 кВ, Т-2, 0,4 кВ

Счетчик

* $

То* Н

ю    ^ II

2    2 о

^    я

i?    ^ Я

LO    II Н

й    - 11

00    ^ о

5    1“

^ я

i? ^ Я

LO II Н

й - 11 00 О

5 1“

i?

0

U)

1

о

Os

3    я

п    4

I—    ||

Ui    о

I-

L/1

<*>

U\

ел

(л

со

СО

ю

со

ю

ю

0

н

1

ч

0

н

1

ч

0 Н

1

ч

2

о

ю

Ьо

о

ю

о

ю

о

00

о

о

о

00

о

о

о

ю

о

Os

о

Os

О

(71

о

U)

U)

U)

ю

ил

00

о

300

300

с\

300

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

|-о

со

р

К

W

а

|-о

о

Р

%

К

W

я

|-о

о

Р

%

К

W

я

>

%

К

W

я

>

%

К

W

я

>

%

К

СИ

X

оо

Ю

о

<т>

►I

о

§ 5=1

о s

н 2 о н а ^

, , I©*

Ui 00

н-

ь- Ъ\

хо    хО

г    г

н-

н-

ь- Ъ\

хо    хО

г    г

н-

н-

ил

н- "os

\0 \0

rj\    rj\

н-

-р^

"■S

"■S

"■S

"■S

0х

0х

я

43

о

о

и

%

а>

X

X

<т>

н

РЭ

04

и

X

с

Е

ю

ы

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТП-24, 6/0,4 кВ, Т-1, 0,4 кВ

Счетчик

ТП-9, 6/0,4 кВ, Т-1, 0,4 кВ

Счетчик

^    Я

io*    Н

OJ    Я    II

On    9

On    Л    «

Ю    II    UI

"    (УЗ

6    ~    ^ 00

^    Я

Го*    н

OJ    Я    II

On    9

On    Л    «

Ю    II    UI

"    (УЗ

6    ~    ^ 00

я

3 я

II н

i?

0

U)

1

о

Os

<*>

Ul

о о

I-

L/1

<1 о

U) О ' Os

СО

ю

Ю

со

ю

СО

0

н

1

-р^

ч

0

Н

1

-Р^

ч

0

Ч

1

Н

Н

Ч

К

-К

о

о

ю

о

ю

о

ю

о

00

о

о

о

00

о

^1

о

00

о

о

(71

о

ю

U)

о

о

ю

40

о

ю

о

о

200

80

200

с\

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ

|-о

о

Р

%

К

W

я

|-о

о

Р

%

К

W

я

>

%

К

СИ

X

>

%

К

СИ

X

>

%

К

СИ

X

о

р

к

W

а

00

0х-

0х-

4©

td

о

о

ч

О

и й

о s

н 2 о н а ^

,_, Ю*

4^1 \о

0х-

0х-

0х-

0х-

0х-

0х-

0х-

0х-

0х-

0х-

Примечания:

1.    В Таблице 2 в графе в графе 10 приведены пределы погрешности ИИК при доверительной вероятности Р=0,95, cos9=0,5 (sin9=0,87), токе ТТ, равном 2 (5) % от !ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 5 °С до 35 °С.

2.    Нормальные условия эксплуатации:

coscp (sin(p) - 0,5 - 1,0(0,6 - 0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;

-    магнитная индукция внешнего происхождения - 0,5 мТл;

-    температура окружающего воздуха - от минус 40 °С до 55°С;

-    относительная влажность воздуха - (40-60) %;

-    атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

-    параметры питающей сети: напряжение - (220±10) В; частота - (50 ± 1) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от 15 °С до 30 °С;

-    относительная влажность воздуха - (70±5) %;

-    атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)

4.    Измерительные каналы включают измерительные трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-05 в режиме измерения активной электрической энергии и по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электрической энергии;

5.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте «НПО «ПРЗ» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

• электросчетчик типа СЭТ-4ТМ.02М - среднее время наработки на отказ не менее То= 140000 ч., электросчетчик типа СЭТ-4ТМ.02.2 - среднее время наработки на отказ не менее Т0= 90000 ч, время восстановления работоспособности TB=168 ч.;

•    компоненты ИВКЭ - УСПД - среднее время наработки на отказ То=75 ООО ч., среднее время восстановления работоспособности Тв = 24 ч.;

Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:

КГ_АИИС = 0,917 - коэффициент готовности;

ТО_АИИС = 1849 ч. - среднее время наработки на отказ.

Надежность системных решений:

•    Применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих

требованиям ШС - Стандартов;

•    Стойкость к электромагнитным воздействиям;

•    Ремонтопригодность;

•    Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;

•    Мощные функции контроля процесса работы и развитые средства диагностики

системы;

•    Резервирование элементов системы;

•    Резервирование каналов связи при помощи переносного инженерного пульта;

•    Резервирование электропитания оборудования системы.

Регистрация событий:

•    журнал событий счетчика:

-    попытки несанкционированного доступа;

-    связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных;

-    изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;

-    отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

-    перерывы питания.

•    журнал событий ИВКЭ:

-    ввод расчётных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);

-    ввод/изменение групп измерительных каналов учёта электроэнергии для расчёта агрегированных значений электроэнергии по группам точек измерений (необходимость формирования групп измерительных каналов в промконтроллере определяется на стадии проектирования); потеря и восстановление связи со счетчиком;

-    установка текущих значений времени и даты;

-    попытки несанкционированного доступа;

-    связи с промконтроллером, приведшие к каким-либо изменениям данных;

-    перезапуски промконтроллера (при пропадании напряжения, зацикливании и т.п);

-    изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;

-    отключение питания.

•    журнал событий ИВК:

-    даты начала регистрации измерений;

-    перерывов электропитания;

-    программных и аппаратных перезапусков;

-    установка и корректировка времени;

-    нарушение защиты ИВК;

-    отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени.

Защищенность приметаемых компонентов:

•    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    привод разъединителя трансформаторов напряжения;

-    клеммы низкого напряжения трансформаторов напряжения;

-    корпус (или кожух) автоматического выключателя в цепи трансформатора напряжения, а так же его рукоятка (или прозрачная крышка);

-    клеммы вторичной обмотки трансформаторов тока;

-    промежуточные клеммники, через которые проходят цепи тока и напряжения;

-    испытательная коробка (специализированный клеммник);

-    крышки клеммных отсеков счетчиков;

-    крышки клеммного отсека УСПД.

•    защита информации на программном уровне:

-    результатов измерений при передаче информации( возможность использования цифровой подписи);

-    установка пароля на счетчик;

-    установка пароля на промконтроллер (УСПД);

-    установка пароля на сервер БД ИВК.

Глубина хранения информации:

•    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 30 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

•    ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 дней; при отключении питания - не менее 3 5 суток;

•    ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «НПО «ПРЗ» типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ «НПО «ПРЗ» представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ «НПО «ПРЗ»

Поверка

осуществляется по документу МП 50920-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «НПО «ПРЗ». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в июле 2012 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

-    Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/л/З... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;

-    Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-20003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    Средства измерений МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений».

-    Средства измерений МИ 3196-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений».

-    Счетчики типа СЭТ-4ТМ.02М - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющимся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ;

-    Счетчики типа СЭТ-4ТМ.02 - по документу «Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока, статические многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087РЭ1», раздел «Методика поверки»

-    УСПД «ЭКОМ-ЗООО» - по документу «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-ЗООО. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП»;

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-    Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04.

Метод измерений изложен в документе «Автоматизированная информационноизмерительная система коммерческого учета электроэнергии «НПО «ПРЗ» (АИИС КУЭ «НПО «ПРЗ») Технорабочий проект. 10.2010.ПРЗ-АУ.ПЗ».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «НПО «ПРЗ»

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

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

3.    ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

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

5.    ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».

6.    ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

7.    ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

8.    «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии «НПО «ПРЗ» (АИИС КУЭ «НПО «ПРЗ») Технорабочий проект. 10.2010.ПРЗ-АУ.ПЗ»

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.