Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Заря» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности в ООО «ШТФ», ОАО «КТФ» по всем расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», Ивановское РДУ, ОАО «Ивэнергосбыт» 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 напряжения (TH) 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 ООО «Энергосетевая компания» и промежуточный сервер ООО «ШТФ», автоматизированное рабочее место оператора (АРМ), устройство синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-1 Госреестр № 28716-05, а так же совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
В качестве промежуточного сервера используется сервер HP ProLiant DL180 с соответствующим программным обеспечением (ПО «Пирамида-2000») и каналообразующей аппаратурой. Сервер установлен в ЦСОИ ООО «ШТФ» и выполняет функции сбора, обработки, хранения и передачи информации получаемой от счётчиков электроэнергии (ПС-1, ПС-4) по интерфейсу RS-485, а также по GPRS-каналу через коммуникаторы (СИКОН ТС65) от счётчиков установленных на ЦРП ОАО «КТФ».
В качестве сервера ООО «Энергосетевая компания» используется сервер HP ProLiant DL140 с соответствующим программным обеспечением (ПО «Пирамида-2000») и каналообразующей аппаратурой. Сервер установлен в ЦСОИ ООО «Энергосетевая
- 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 организации - участники 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);
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, установленных на ПС-1, ПС-4 ООО «ШТФ», посредством проводных линий связи, и ЦРП ОАО «КТФ» через коммуникатор СИКОН ТС65 по GPRS-каналу, поступает на сервер ООО «ШТФ», где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующая передачу информации в ПАК ОАО «АТС», Ивановское РДУ, сбытовую компанию и другие заинтересованные организации.
В состав ПО АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии, ПО сервера ООО «ШТФ» и ПО АРМ. Программные средства АРМ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО «Пирамида 2000».
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 УСВ-1 Госреестр № 28716-05. Коррекция времени в УСВ-1 происходит от GPS-приёмника.
Синхронизация времени в АИИС КУЭ осуществляется программным способом при помощи специально разработанного алгоритма. Программная реализация этого алгоритма функционирует в сервере ООО «ШТФ». Алгоритм включает периодическую (не реже 1 раза в час - 60 мин) отправку запросов на получение значения точного времени от устройства УСВ-1. Коррекция времени сервера ООО «ШТФ» происходит независимо от расхождении с временем УСВ-1, т.е. сервер входят в режим подчинения устройству точного времени и устанавливают время с УСВ-1.
Сличение времени счетчиков ООО «ШТФ» и ОАО «КТФ» с временем сервера ООО «ШТФ» происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка времени осуществляется при расхождении времени счетчиков с временем сервера ±2 с.
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 1.
Таблица 1
| I я | Наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии |
| Трансформатор тока | Трансформато р напряжения | Счетчик электрической энергии | Сервер сбора данных (ССД) |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ПС №4 ШТФ, РУ-бкВ, «Ввод ф. 602» код точки 372140064114101 | тпл-ю Кл. т. 0,5 400/5 Зав.№ 1834 Зав.№ 1639 Госреестр №1276-59 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав.№ 8048 Госреестр № 831-53 | ПСЧ-4ТМ.05 Кл. т. 0,5S/l,0 передаточное число 5000 имп/(кВт*ч) Зав.№ 0305081004 Госреестр №27779-04 | HPDL-180 Зав.№ CZI923067P | Активная Реактивная |
| 2 | ПС №4 ШТФ, РУ-бкВ, «Ввод ф. 605» код точки 372140064114201 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав.№ 1643 Зав.№ 9055 Госреестр №1276-59 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав.№ 8101 Госреестр № 831-53 | ПСЧ-4ТМ.05 Кл. т. 0,5S/l,0 передаточное число 5000 имп/(кВт*ч) Зав.№ 0303086362 Госреестр №27779-04 | Активная реактивная |
| 3 | ПС №1 ШТФ, РУ-бкВ, «Ввод ф. 604» код точки 372140063114201 | ТПФ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав.№ 38976 Зав.№ 41307 Госреестр №517-50 | НАМИ-10 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав.№ 823 Госреестр № 11094-87 | ПСЧ-4ТМ.05 Кл. т. 0,5S/l,0 передаточное число 5000 имп/(кВт*ч) Зав.№ 0305081027 Госреестр №27779-04 | Активная реактивная |
| 4 | ПС №1 ШТФ, РУ-бкВ, «Вводф. 619» код точки 372140063114101 | ТПФ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав.№ 45592 Зав.№ 41001 Госреестр №517-50 | НОМ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 3ав.№3251 3ав.№3158 Госреестр № 159-49 | ПСЧ-4ТМ.05 Кл. т. 0,5S/l,0 передаточное число 5000 имп/(кВт*ч) Зав.№ 0303086231 Госреестр №27779-04 | Активная реактивная |
| 5 | ЦРП 6кВ КТФ, РУ-бкВ, «Ввод ф. 605» код точки 372140066114201 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав.№ 17475 Зав.№ 17760 Госреестр №1276-59 тплм-ю Кл. т. 0,5 400/5 Зав.№ 20648 Госреестр №2363-68 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав.№ ПРТК Госреестр № 831-53 | ПСЧ-4ТМ.05 Кл. т. 0,5S/l,0 передаточное число 5000 имп/(кВт*ч) Зав.№ 0303086266 Г осреестр №27779-04 | Активная реактивная |
| 6 | ЦРП 6кВ КТФ, РУ-бкВ, «Ввод ф. 600» код точки 372140066114101 | ТПОЛ-Ю Кл. т. 0,5 600/5 Зав.№ 8007 3ав.№3252 Зав.№3760 Госреестр№ 1261-08 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав.№ХСРЕ Госреестр № 831-53 | ПСЧ-4ТМ.05 Кл. т. 0,5S/l,0 передаточное число 5000 имп/(кВт*ч) Зав.№ 0303086376 Госреестр №27779-04 | Активная реактивная |
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в таблице 2. Таблица 2
| Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| Номер канала | costp | 81(2)%, 11ПМ< I 5 % | 85%, Is%^ 1изм< I 20 % | 820%, I 20Irau< I 100% | 8100%, Iioo%^ I и™*: 1120% |
| 1-6 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 |
| Границы допускаемой относительной погрешности измерения реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| Номер канала | costp | 81(2)%, 12%^ 1 изы*'1 5% | 85%, Is%^ 1 изы< 120% | 820%, I 20%^ 1изы< 1100% | 8100%, I100 %^ I изы*: 1120 % |
| 1-6 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 |
Примечания:
1. Погрешность измерений <5](2)%р и 8i(2)%q для cos(p=l,0 нормируется от 11%, а погрешность измерений б](2)%р и 8i<2)%q для cos(р< 1,0 нормируется от h%.
2. Характеристики 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) “С.
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 30206 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 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.05 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;
• УСВ-1 - 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 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, 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);
• серверах (функция автоматизирована);
• АРМ (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
• счетчик электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 56 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС 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 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Заря». Методика поверки». МП-669/446-2009 утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в октябре 2009 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;
- ПСЧ-4ТМ.05 - по методике поверки ИЛГШ.411152.126 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в сентябре 2004 г.;
- УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки 221 00.000МП» утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2004 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.
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 30206-94 Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S и 0,5 S).
7 ГОСТ 26035-83 Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия.
8 МИ 2999-2006 Рекомендация. ГЦИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Рекомендации по составлению описания типа.
9 Техническая документация на систему информационно-измерительную автоматизированную коммерческого учета электроэнергии - АЛИС КУЭ ООО «Заря».
Заключение
Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ ООО «Заря», зав. № 121 утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственным поверочным схемам.
