Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "ГМС Насосы"
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ГМС Насосы» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности по всем расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» - Курское РДУ, ОАО «Орелэнергосбыт», филиал ОАО «Квадра» - «Орловская региональная генерация», Орловский филиал ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС» в рамках согласованного регламента.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.
Описание
АИИС КУЭ построенная на основе ИИС «Пирамида» (Госреестр № 21906-01), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные комплексы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из двух
уровней:
1-ый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер базы данных (СБД), коммуникаторы СИКОН ТС65, автоматизированное рабочее место (АРМ), устройство синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-2 Госреестр № 41681-09, а так же совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
В качестве СБД используется сервер выполненный на базе DEPO Storm 1250L2 на котором установлено ПО «Пирамида 2000. Сервер». СБД установленный в ЦСОИ ОАО «ГМС Насосы» выполняет функции сбора, обработки, хранения и передачи информации получаемой от счётчиков электроэнергии по GSM-каналу через коммуникатор СИКОН ТС65.
АРМ, установленные в ЦСОИ ОАО «ГМС Насосы», считывают данные об энергопотреблении с СБД по сети Ethernet.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- 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);
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;
- хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);
- передача результатов измерений в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» - Курское РДУ, ОАО «Орелэнергосбыт», филиал ОАО «Квадра» - «Орловская региональная генерация», Орловский филиал ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС»;
- 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 системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);
Принцип действия:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским зимним временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт-ч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи и далее через коммуникатор СИКОН ТС65 по сети Интернет поступает на СБД (в случае если отсутствует TCP-соединение с контроллером, сервер устанавливает CSD-соединение с СИКОН ТС65 через GSM-модем и по нему считывает данные). СБД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующая передачу информации в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» - Курское РДУ, ОАО «Орелэнергосбыт», филиал ОАО «Квадра» -«Орловская региональная генерация», Орловский филиал ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС» и другие заинтересованные организации.
В состав ПО АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии, ПО УСПД и ПО СБД АИИС КУЭ. Программные средства СБД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО «Пирамида 2000», ПО СОЕВ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Коррекция отклонений встроенных часов осуществляется при помощи синхронизации таймеров устройств с единым временем, поддерживаемым У СВ-2. Коррекция времени в У СВ-2 происходит от GPS-приёмника.
Сервер синхронизирует время с устройством синхронизации времени У СВ-2. Синхронизация времени сервера происходит каждый час, коррекция времени сервера со временем У СВ-2 осуществляется независимо от расхождения времени сервера со временем УСВ-2, т.е. сервер входит в режим подчинения устройству точного времени и устанавливает время с УСВ-2.
Сличение времени счетчиков со временем сервера происходит не реже 1 раза в сутки, корректировка осуществляется при расхождении времени счетчиков со временем сервера на величину более ±2,0 с.
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки.
МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ОАО «ГМС Насосы» приведен в таблице 1.
| №ИИК | Наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | |||
| ТТ | TH | Счётчик | Сервер | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1. | ЦРП-1 пл. 2, РУ-6 кВ, яч. 3 «Ввод ф.43 ПС ЛААЗ» | тпол-ю Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 13050 Зав. № 3679 Госреестр № 1261-59 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 355 Госреестр №2611-70 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. № 0606100341 Госреестр № 36355-07 | Сервер DEPO STORM 1250L2** Зав. №27058-001 | Активная Реактивная |
| 2. | ЦРП-1 пл. 2, РУ-6 кВ, яч. 5 «Ввод ф.44 ПС ЛААЗ» | ТПОЛ-Ю Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 11849 Зав. № 11840 Госреестр № 1261-59 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 355 Госреестр №2611-70 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. № 0606101358 Госреестр № 36355-07 | Активная Реактивная | |
| 3. | ЦРП-2 пл. 2, РУ-6 кВ, яч. 10 «Ввод ф.48 ПС ЛААЗ» | ТПОЛ-Ю Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 11828 Зав. № 3686 Госреестр № 1261-59 | НОМ-6-77 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1004 Госреестр № 17158-98 НОМ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 5733 Госреестр № 159-49 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. № 0606101287 Госреестр № 36355-07 | Активная Реактивная | |
| 4. | ЦРП-5 НТЦпл. 1, РУ-6 кВ, яч. 2 «Ввод ф.З ПС ПМ» | ТПОЛ-Ю Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 22047 Зав. № 20644 Госреестр № 1261-59 | НТМК-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 238 Госреестр №323-49 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. № 0606101218 Госреестр № 36355-07 | Активная Реактивная | |
| 5. | ЦРП-5 НТЦпл. 1, РУ-6 кВ, яч. 1 «Ввод ф.25 ПС ПМ» | ТПОЛ-Ю Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 135 Зав. №23011 Госреестр № 1261-59 | НТМК-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 230 Госреестр №323-49 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. № 0606101253 Госреестр № 36355-07 | Активная Реактивная | |
| 6. | ЦРП-1 пл. 1, РУ-6 кВ, яч. 12 «Ввод ф.З ПС Черкасская» | ТПЛ-ЮУЗ Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 4429 Зав. № 112С* Госреестр № 1276-59 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 182 Госреестр № 380-49 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0.5S/1,0 Зав. №0606101197 Госреестр № 36355-07 | Активная Реактивная | |
| 7. | ЦРП-1 пл. 1, РУ-6 кВ, яч. 9 «Ввод ф.5 ПС Черкасская» | ТПЛ-Ю УЗ Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 7856 Зав. № 19С* Госреестр № 1276-59 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 508 Госреестр № 380-49 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0.5S/1,0 Зав. №0606101123 Госреестр № 36355-07 | Активная Реактивная | |
Продолжение таблицы 1
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 8. | ЦРП-2 пл. 1, РУ-6 кВ, яч. 4 «Ввод ф. 15 ПС Черкасская» | ТПЛ-ЮУЗ Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 6236 Зав. № 14С* Госреестр № 1276-59 | НОМ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 5708 Зав. № 5601 Госреестр № 159-49 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. № 0606101324 Госреестр № 36355-07 | Активная Реактивная | |
| 9. | ЦРП-5НТЦпл. 1, РУ-6 кВ, яч. 9, 000 «ФК Центринвест» | ТПЛ-ЮУЗ Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 15А* Зав. № 15С* Госреестр № 1276-59 | НТМК-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 230 Госреестр №323-49 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. № 0606100620 Госреестр № 36355-07 | Сервер DEPO STORM 1250L2** Зав. №27058-001 | Активная Реактивная |
| 10. | ЦРП-4 НТЦ, РУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ ООО «ФК Центринвест» | ТНШЛ-0,66 Кл. т. 0,5 2000/5 Зав. № 16113 Зав. № 15431 Зав. № 18308 Госреестр № 1673-07 | - | ПСЧ-4ТМ.05.04 Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. № 0318080470 Госреестр № 27779-04 | Активная Реактивная | |
| И. | ЦРП-2 пл. 2, РУ-6 кВ, яч. 6 «Ввод ф.9 ТЭЦ Ливенская» | ТПОЛ-Ю Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 12042 Зав. № 2476 Госреестр № 1261-59 | НОМ-6-77 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1004 Госреестр № 17158-98 НОМ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 5733 Госреестр № 159-49 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. №0606102166 Госреестр № 36355-07 | Активная Реактивная | |
| 12. | ЦРП-2 пл. 2, РУ-6 кВ, яч. 3 «Ввод ф. 10 ТЭЦ Ливенская» | ТПОЛ-Ю Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 20379 Зав. № 13816 Госреестр № 1261-59 | НОМ-6-77 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1004 Госреестр № 17158-98 НОМ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 5733 Госреестр № 159-49 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. №0606101316 Госреестр № 36355-07 | Активная Реактивная | |
| 13. | ЦРП-5НТЦпл. 1, РУ-6 кВ, яч. 7 «Больница» | ТПЛ-ЮУЗ Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 17А* Зав. № 17С* Госреестр № 1276-59 | НТМК-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 230 Госреестр №323-49 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/l,0 Зав. №0606101387 Госреестр № 36355-07 | Активная Реактивная |
*♦- функции ИВКЭ выполняет ИВК
Таблица 2
| Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||||
| №ИИК | coscp | 81(2)%, 11(21^ I изм< I 5 % | 85 %, ls%^ 1изм<120% | 820%, I 20%^ 1изм< I 100% | 8100%, 1100%^ I изм< I 120% |
| 1-9,11-13 ТТ-0,5; ТН-0,5; Сч-0,58 | 1,0 | - | ±2,2 | ±1,7 | ±1,6 |
| 0,9 | - | ±2,7 | ±1,9 | ±1,7 | |
| 0,8 | - | ±3,2 | ±2,1 | ±1,9 | |
| 0,7 | - | ±3,8 | ±2,4 | ±2,1 | |
| 0,5 | - | ±5,7 | ±3,3 | ±2,7 | |
| 10 ТТ-0,5; Сч-0,58 | 1,0 | - | ±2,2 | ±1,6 | ±1,5 |
| 0,9 | - | ±2,6 | ±1,8 | ±1,6 | |
| 0,8 | - | ±3,1 | ±2,0 | ±1,7 | |
| 0,7 | - | ±3,7 | ±2,3 | ±1,9 | |
| 0,5 | - | ±5,6 | ±3,1 | ±2,4 | |
| Границы допускаемой относительной погрешности измерения реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||||
| № ИИК | coscp | 81(2)%, I 2 %^ I изм< I 5 % | 85 %, 15 %^ I изм< I 20 % | 820%, I 20 %2 I изм< I 100% | 8100%, 1100 %^ I изм< 1120 % |
| 1-9, 11-13 ТТ-0,5; ТН-0,5; Сч-1,0 | 0,9 | - | ±7,6 | ±4,2 | ±3,2 |
| 0,8 | - | ±5,0 | ±2,9 | ±2,4 | |
| 0,7 | - | ±4,2 | ±2,6 | ±2,2 | |
| 0,5 | - | ±3,3 | ±2,2 | ±2,0 | |
| 10 ТТ-0,5; Сч-1,0 | 0,9 | - | ±7,5 | ±3,9 | ±2,8 |
| 0,8 | - | ±4,9 | ±2,7 | ±2,2 | |
| 0,7 | - | ±4,2 | ±2,4 | ±2,0 | |
| 0,5 | - | ±3,2 | ±2,1 | ±1,8 | |
Примечания:
1. Погрешность измерений <5ц2)%р и 6](2)%q для cos<p=l,0 нормируется от Ii°/a а погрешность измерений 6ц2)%р и 6i(2)%Q для cos(p<l,0 нормируется от 12%.
2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ :
• напряжение питающей сети: напряжение (0,98... 1,02)Uhom, ток (1 + 1,2)1ном, cos(p=0,9 инд;
• температура окружающей среды (20±5) °C.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ :
• напряжение питающей сети (0,9...1,1)-Uhom, ток (0,05...1,2)-1ном;
• температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °C;
- трансформаторы тока по ГОСТ 7746;
- трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323 для ИИК 1-9, 11-13, ГОСТ 30206 ИИК 10 в режиме измерения активной электроэнергии ГОСТ Р 52425 для ИИК 1-9, 11-13, ГОСТ 26035 для ИИК 10 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 5 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
• счетчик электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
• счетчик электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;
• УСВ-2 - средне время наработки на отказ не менее 35000 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
• для счетчика Тв < 2 часа;
• для сервера Тв < 1 час;
• для компьютера АРМ Тв < 1 час;
• для модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
• клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
• панели подключения к электрическим интерфейсам счечиков защищены механическими пломбами;
• наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УССВ, сервере, АРМ;
• организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
• защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
• фактов параметрирования счетчика;
• фактов пропадания напряжения;
• фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
• ПСЧ-4 ТМ.05 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - 56 суток;
• ПСЧ-4 ТМ.05М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях -113 суток.
• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.
МЕСТО И СПОСОБ НАНЕСЕНИЯ ЗНАКА УТВЕРЖДЕНИЯ ТИПА
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Поверка
Поверка проводится в соответствии с документом «ГСП. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ГМС Насосы». Методика поверки». МП-979/446-2010 утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в октябре 2010 г.
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.05М — по методике поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
- счетчики ПСЧ-4ТМ.05 - по методике поверки ИЛГШ.411152.126 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в сентябре 2004 г.;
- УСВ-2 - по методике поверки ВЛСТ 237.00.000И1 утверждённой ГЦИ СИ ВНИИФТРИ в 2009 г.;
- ИИС «Пирамида» - по методике ВЛСТ 150.00.000 И1, утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2005 г.;
- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Госреестр № 27008-4);
- Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- Термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений - 4О...+5О°С, цена деления 1°С.
Межповерочный интервал - 4 года.
СВЕДЕНИЯ О МЕТОДИКАХ (МЕТОДАХ) ИЗМЕРЕНИЙ
Измерения производятся в соответствии с документом «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ГМС Насосы».
Нормативные документы
1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
2 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
3 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
4 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
5 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
6 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.
7 ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
8 ГОСТ 30206-94 Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S и 0,5S).
9 ГОСТ 26035-83 Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия.
10 МИ 2999-2006 Рекомендация. ГЦИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Рекомендации по составлению описания типа.