Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Заря"

Основные
Тип
Год регистрации 2009
Дата протокола 13 от 24.12.09 п.25
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 37720
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск проект.документация ООО
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

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.

Развернуть полное описание