Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Разрез Тугнуйский"

Основные
Тип
Год регистрации 2009
Дата протокола 12д от 10.12.09 п.26
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 37434
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск проект.документации ООО
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Разрез Тугнуйский» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

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 оптового рынка электроэнергии результатов измерений;

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

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746, напряжения (TH) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983; счётчики активной и реактивной электроэнергии МИР С-01 класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323 для активной электроэнергии, 0,5 по ГОСТ Р 52425 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1.

2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), созданный на основе устройств сбора и передачи данных (УСПД) МИР УСПД-01 и каналообразующей аппаратуры.

3-й уровень (ИВК) - информационно-измерительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

Первичные 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.

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

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, осуществляется ее хранение, накопление и передача накопленных данных по основному каналу связи.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, вычисление значений электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, хранение измерительной информации, оформление справочных и отчетных документов, а также передача накопленных данных в информационные системы организаций-участников оптового рынка электроэнергии. Передача информации организациям-участникам оптового рынка электроэнергии осуществляется по выделенному каналу передачи данных через интернет-провайдера.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройство синхронизации системного времени радиочасы МИР РЧ-01 на базе GPS-приемника, внутренние часы УСПД, счетчиков и сервера АИИС КУЭ. Время сервера синхронизировано с временем МИР РЧ-01, погрешность синхронизации ±10 мс, сличение производится постоянно. Сличение времени сервера АИИС КУЭ с временем УСПД осуществляется один раз в час, и корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и УСПД ±1 с. Сличение УСПД со временем счетчика осуществляется один раз в 30 мин, корректировка времени счетчика происходит при расхождении со временем УСПД ±1 с один раз в сутки. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 1.

Таблица 1

Номер точки измерений и наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

TH

Счетчик

УСПД

Основ, погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

ГТП 220/110/35 кВ п/с «Саган-Нур» ЛЭП-262

ТФЗМ-220Б 1000/5

Кл. т. 0,5

Зав. № 12

Зав. № 37

Зав. № 13831

НКФ-220-58 220000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №43151 Зав. №43197 Зав. №43119

МИР С-01.02-Т-2R Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0905523

МИР У СП Д-01 Зав. № 04317

Активная

Реактивная

±1,0

±2,6

±3,0

±4,6

2

ГТП 220/110/35 кВ п/с «Саган-Нур» ВЛ-220 АТ-1

ТФЗМ-220 1000/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 16 Зав. № 7 Зав. № 15

НКФ-220-58 220000/100

Кл. т. 0,5 Зав. №43151 Зав. №43197 Зав. №43119

МИР С-01.02-Т-2R Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0905527

3

ГТП 220/110/35 кВ п/с «Саган-Нур» ВЛ-220 АТ-2

ТФЗМ-220 1000/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 13832 Зав. № 13844 Зав. № 32

НКФ-220-58 220000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №43251 Зав. №43175 Зав. №43123

МИР С-01.02-Т-2R Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0905479

4

ГТП 220/110/35 кВ п/с «Саган-Нур» ВЛ 3190

ТФЗМ-35А 300/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 45662 Зав. №45641

3HOM-35-65 35000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 1273199 Зав. № 1468852 Зав. № 1339305

МИР С-01.02-Т-2R Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0905522

5

ГТП 220/110/35 кВ п/с «Саган-Нур» ВЛ 3191

ТФЗМ-35А 300/5 Кл. т. 0,5 Зав. №45621 Зав. № 45672

3HOM-35-65 35000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 1469506 Зав. № 1468868 Зав. № 1468867

МИР С-01.02-Т-2R Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0905509

6

ГТП 220/110/35 кВ п/с «Саган-Нур» ТСН-1Т

Т-0,66М 1000/5

Кл. т. 0,5 Зав. № 036773 Зав. № 038837 Зав. № 038836

-

МИР С-01.02-Т-2R Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0905548

Активная

Реактивная

±0,9

±2,2

±2,9

±4,5

Продолжение таблицы 1

Номер точки измерений наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

TH

Счетчик

УСПД

Основ, погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

7

ГТП 220/110/35 кВ п/с «Саган-Нур» ТСН-2Т

Т-0,66М 1000/5

Кл. т. 0,5 Зав. №045401 Зав. № 045402 Зав. № 045403

-

МИР С-01.02-Т-2R Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0905539

МИР УСПД-01 Зав. № 04317

Активная

Реактивная

±0,9

±2,2

±2,9

±4,5

8

ПС «Временная 35/6 кВ Блок №1» ВЛ 6 кВ фидер №3

ТОЛ-Ю 400/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 4770 Зав. №4771

ЗНОЛ-06.6 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №2201 Зав. № 2202 Зав. № 2203

МИР С-01.02-Т-2R Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0905494

Активная

Реактивная

±1,0

±2,6

±3,0

±4,6

9

ПС «Временная 35/6 кВ Блок №2» ВЛ 6 кВ фидер №4

ТЛК-10-5 400/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 5233 Зав. № 5232

ЗНОЛ-06.6 6000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №2301 Зав. № 2302 Зав. № 2303

МИР С-01.02-Т-2R Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. №0905517

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

3. Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,98 4-1,02) Ином; ток (1 -е-1,2) Ihom, coscp = 0,9 инд.;

- температура окружающей среды (20 + 5) °C.

4. Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение (0,9 4-1,1) Ином; ток (0,05-е-1,2) 1ном; 0,5 инд.<созф<0,8 емк.

- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 70°С; для счетчиков от минус 40 до + 55 °C , от минус 40 до +60 °C; для УСПД от минус 10 до +55 °C и сервера от + 15 до + 35 °C;

5. Погрешность в рабочих условиях указана для costp = 0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до +35 °C;

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- электросчётчик МИР С-01 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 2 ч;

- УСПД МИР УСПД-01- среднее время наработки на отказ не менее Т = 82500 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 1 ч;

- МИР РЧ-01 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 55000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 0,3 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 1 ч.

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии организацию с помощью электронной почты и сотовой связи;

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

- выключение и включение УСПД;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

- электросчетчика,

- УСПД,

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений: 30-ти минутные приращения (функция автоматизирована);

- сбора: 1 раз в сутки (функция автоматизирована);

Глубина хранения информации:

- электросчетчик МИР С-01 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 180 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД МИР УСПД-01 - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 45 сут (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - 3 года;

- сервер - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Разрез Тугнуйский».

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Разрез Тугнуйский» 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 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Разрез Тугнуйский». Измерительные каналы. Методика поверки», согласованным с ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2009 года.

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;

- МИР С-01 - по методике поверки М04.037.00.000 МП;

- МИР УСПД-01 - по методике поверки «Устройство сбора и передачи данных МИР УСПД-01. Руководство по эксплуатации» М02.109.00.000 РЭ;

- РАДИОЧАСЫ МИР РЧ-01 - по методике поверки «РАДИОЧАСЫ МИР РЧ-01. Руководство по эксплуатации. МО 1.063.00.000 РЭ».

Межповерочный интервал - 4 года.

Нормативные документы

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

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

Заключение

Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Разрез Тугнуйский» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственной поверочной схеме.

Развернуть полное описание