Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Особая экономическая зона промышленно-производственного типа "Алабуга" (АИИС КУЭ ОАО "ОЭЗ ППТ "Алабуга")

Основные
Тип
Год регистрации 2011
Дата протокола Приказ 6378 от 12.12.11 п.1509 от 17.09.09 п.247
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 36522 аннул
Примечание Заменен в 2011 г. на 41500-11
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск проект.документация ЗАО ОЭЗАЛ.411711.1108
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно - измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Особая экономическая зона промышленно-производственного типа «Алабуга» (далее - АИИС КУЭ ОАО «ОЭЗ ППТ «Алабуга») предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, принадлежащими ОАО «ОЭЗ ППТ «Алабуга», сбора, хранения и обработки полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов со смежными организациями и оперативного управления потреблением и выработкой электроэнергии.

АИИС КУЭ решает следующие задачи. Функции АИИС КУЭ, совпадающие с требованиями Приложения 11.1к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка, обозначены как соответствующие П-параметры:

- автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, времени и интервалов времени;

- периодический (1 раз в сутки) и (или) по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с заданной дискретностью учета (30);

- автоматическое хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

- сбор информации о состоянии средств измерения и результатов измерения;

- передача в смежные организации, организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;

- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений со стороны сервера;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных, хранящихся в АИИС КУЭ 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;

- автоматизированный учет потерь от точки измерений до точки учета (ПдУу,

- расчет учетных показателей (автоматизированная функция) (Пф^. П^у,

- автоматическое измерение среднеинтервальной активной мощности (ПА4);

- контроль достоверности и восстановления данных (ПтзУ,

- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени в ИИК, ИВКЭ, ИВК).

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую информационно-измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений и включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - ИИК (информационно-измерительный комплекс) - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 S и 0,2S (Т7Ф7) по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения (TH) класса точности 0,5 и 0,2 (ПФ8) по ГОСТ 1983, счётчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 класса точности 0,2S/0,5 (Пф9) (2 шт.) по ГОСТ 30206-94 для активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83 для реактивной электроэнергии, СЭТ-4ТМ.03М класса точности 0,2S/0,5 (ПФр) (2 шт.) по ГОСТ Р 52323-2005 для активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах (присоединениях), указанных в таблице 1 (4 измерительных канала).

2-й уровень - ИВКЭ (информационно-вычислительный комплекс электроустановки) -включает в себя одно устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе «Сикон С70», каналообразующую аппаратуру (контроллер Сикон ТС 65, преобразователь интерфейса Моха N-Port 5150).

3-й уровень - (ИВК) информационно-измерительный комплекс - включает в себя каналообразующую аппаратуру, сервер АИИС КУЭ HP Proliant DL160 G06, автоматизированное рабочее место персонала на базе ЭВМ Intel Pentium 4 и специализированное программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000. Сервер».

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня. Аналоговые сигналы переменного тока с выходов измерительных трансформаторов по проводным линиям связи поступают на входы счетчиков электроэнергии. В счетчике осуществляется выборка мгновенных значений напряжения и тока, преобразование их в цифровой код и передача по скоростному каналу микроконтроллеру. Микроконтроллер по выборкам мгновенных значений силы электрического тока и напряжения производит вычисление усредненных за период 0,02 с значений активной мощности, среднеквадратических значений напряжения и тока в каждой фазе. По вычисленным значениям активной мощности, напряжения и тока вычисляются полная и реактивная 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 беспроводным линиям связи (посредством GSM-модема) поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на третий уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации - участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера АИИС КУЭ посредством сети Internet.

Используемое в составе АИИС КУЭ программное обеспечение «Пирамида 2000. Сервер» позволяет производить сбор данных с УСПД, обработку, хранение полученных данных на жёстких дисках сервера, осуществлять передачу данных в смежные системы, в том числе в филиал ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» - РДУ Татарстана, ОАО «АТС», отображать с помощью АРМ эти данные в наглядной форме (таблицы, графики), вести оперативный контроль средней (получасовой) мощности, дифференцированной по времени суток, выводить полученную информацию на печать.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). В качестве GPS-приемника используется устройство синхронизации времени УСВ-1, подключенное к серверу АИИС КУЭ. Время сервера синхронизировано со временем приемника, сличение происходит один раз в сутки, погрешность синхронизации не более 0,1 с. Сервер осуществляет коррекцию времени УСПД и счетчиков. Сличение времени сервера АИИС КУЭ со временем УСПД «Сикон С70» осуществляется каждые 30 мин, и корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и УСПД ± 1с. Корректировка времени счетчиков выполняется один раз в сутки при расхождении со временем УСПД ± 2 с. Погрешность системного времени не превышает ± 5 с.

Технические характеристики

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

Таблица 1. Метрологические характеристики ИК

№ точки измерения

Наименование объекта, присоединения

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

TH

Счетчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

ГПП-2 110/10 кВ ОПУ-ПОкВ ввод 1

ТРГ-ПОП/ 5У1 600/5 Кл.т. 0,2S Зав. №2161 Зав. №2162 Зав. №2163

НАМИ-110У ХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/100

Зав. № 1445 Зав. № 1912 Зав. № 1901

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0112082672

Активная, реактивная

±0,6

±1,2

±0,7

±1,2

2

ГПП-2 110/10 кВ ОПУ-ПОкВ ввод 2

ТРГ-ПОП/ 5У1 600/5

Кл.т. 0,2S Зав. №2160 Зав. №2159 Зав. №2158

НАМИ-110УХЛ1

Кл.т. 0,2 110000/100

Зав. № 1918 Зав. № 1782

Зав. № 2972

СЭТ 4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0112082824

Сикон С70 Зав. № 04701

Активная, реактивная

±0,6

±1,2

±0,7

±1,2

3

ГПП-2 110/10 кВ ЗРУ-10 кВ ячейка ТСН-1 фидер 110

ТОЛ-СЭЩ-Ю 100/5 Кл.т. 0,5S Зав. № 17819-08 Зав. № 17937-08 Зав. № 17818-08

НАМИ-10-95УХЛ2

Кл.т. 0,5 10000/100

Зав. № 2527

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808090366

Активная, реактивная

±1,1

±2,6

±1,3

±2,2

4

ГПП-2 110/10 кВ

ЗРУ-10 кВ ячейка ТСН-2 фидер 411

ТОЛ-СЭЩ-Ю 100/5 Кл.т. 0,5S Зав. № 17812-08 Зав. № 17813-08 Зав. № 18193-08

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100

Зав. № 3242

СЭТ4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0808090464

Активная, реактивная

±1,1

±2,6

±1,3

±2,2

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. Допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40°С до + 60°С, для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М и СЭТ-4ТМ.03 от минус 40°С до + 60°С, для УСПД от минус 10 °C до +50 °C;

4. Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,98 + 1,02) Ином; ток (1 -5-1,2) Ihom, coscp = 0,9 инд.;

- температура окружающей среды (20 ± 5) °C;

5. Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение (0,9 -5-1,1) ином; ток (0,05+ 1,0) Ihom, coscp = 0,8 инд.;

- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 30°С до + 35°С, для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М и СЭТ-4ТМ.03: точки измерения № 1 - 4 от 0°С до + 30°С; для УСПД от+10°С до+35°С;

6. Трансформаторы тока соответствуют ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения - ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии - ГОСТ Р 52323 - для СЭТ-4ТМ.03М, ГОСТ 30206 - для СЭТ-4ТМ.03 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425- для СЭТ-4ТМ.03М, ГОСТ 26035 - для СЭТ-4ТМ.03 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

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

Надежность применяемых в системе компонентов:

Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ: трансформаторов напряжения и тока, счетчиков электроэнергии, УСПД, сервера, СОЕВ а также каналообразующей аппаратуры, каналов передачи данных соответствуют техническим требованиям к АИИС КУЭ субъекта ОРЭ (П#/, Пн2, Пиз, Пн4, Пн5, Пн//, Пнб, Пн7, Пна, Пнр, Пн/о):

- электросчётчик - среднее время наработки на отказ То = 140 000 час (для СЭТ-4ТМ.03М), То = 90 000 час (для СЭТ-4ТМ.03) среднее время восстановления работоспособности tB = 2 часа (77нз);

- УСПД среднее время наработки на отказ То = 70 000 час, среднее время восстановления работоспособности tB = 2 часа) (ПшУ

- сервер (параметры надежности Кг= 0,99, tB = 1 час) (ПнзУ,

- СОЕВ (параметры надежности Кг не менее 0,95, tB не более 168 часов) (ПНпУ

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД от щита собственных нужд с устройством АВР, запитанного от двух линий с возможностью автоматического переключения с одной на другую и обратно (ПниУ,

- резервирование питания электросчетчиков (ПнгзУ,

- резервирование баз данных (ПнззУ,

- перезапуск системы (ПнззУ

В системе обеспечена возможность автономного, удаленного и визуального съема информации со счетчиков (Пн22, Пн23, ПН24У

В журналах событий фиксируются факты:

-журнал счётчика:

- факты параметрирования (ПнмУ,

- попытки несанкционированного доступа;

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

- факты коррекции времени (изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени) (ПшвУ,

- отклонения напряжения в измерительных цепях от заданных пределов;

- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

- пропадание напряжения (ПнпУ

- журнал УСПД:

- факты параметрирования (ПнпУ,

- факты пропадания напряжения (ПнзоУ,

- факты коррекции времени - изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени (ПнззУ,

- 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;

- установка текущих значений времени и даты;

- попытки несанкционированного доступа;

- факты связи с УСПД, приведшие к каким-либо изменениям данных;

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

- отключение питания.

Организационные решения:

- наличие ЗИП (ПН34У,

- наличие эксплуатационной документации (ПнззУ

Защищённость применяемых компонентов:

- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

- трансформаторов тока (П3]У

- электросчётчика (П32У,

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения (П34у

- испытательной колодки (7735);

- УСПД(77зб);

- сервера (П37у,

- наличие защиты на программном уровне:

- информации:

- при передаче:

- результатов измерений (П3]0У,

- при параметрировании:

- установка пароля на счетчик (П313у,

- установка пароля на УСПД (П314у,

- установка пароля на сервер (ПшУ,

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ.

Возможность проведения измерений следующих величин:

- приращений активной электроэнергии (функция автоматизирована) (ПФ2,1Ц2У,

- приращений реактивной электроэнергии (функция автоматизирована) (Пф3, ПАЗу,

- времени и интервалов времени (функция автоматизирована) (Пф4, ПазУ,

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована) (ПФю, Пая)',

- УСПД (функция автоматизирована) (Пф10,1Ц9У,

- ИВК (функция автоматизирована) (Пф10, ПАюУ

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована) (ПФц, ПАпУ,

- о результатах измерений (функция автоматизирована) (Пф[3, ПА1зУ

Цикличность:

- измерений:

- 30-ти минутных приращений (функция автоматизирована) {Пф[6, ПА14У,

- сбора:

- 1 раз в сутки (функция автоматизирована) (Пф24, ПА15у,

Возможность предоставления информации о результатах измерения:

- в смежные организации:

- ОАО «Татэнерго» с УСПД в автоматическом режиме посредством сети Ethernet (основной канал связи) и сотовой связи с использованием контроллера Сикон ТС65 (резервный канал связи);

- филиал ОАО «Сетевая компания» - Елабужские электрические сети с УСПД в автоматическом режиме посредством сети Ethernet (основной канал связи) и сотовой связи с использованием контроллера Сикон ТС65 (резервный канал связи);

- в ПАК ОАО «АТС» (в автоматическом режиме) с сервера АИИС КУЭ посредством сети Internet (Пф28, ПамУ,

- в филиал ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» - РДУ Татарстана (в автоматическом режиме) с сервера АИИС КУЭ посредством с сети Internet (ПФ35, ПА21У

Глубина хранения информации профиля:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток, при отключении питания - не менее 10 лет (функция автоматизирована) (Пф4о, ПА2бУ, - УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток (функция автоматизирована), сохранение информации при отключении питания - 3 года (Пф4]У,

- ИВК - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы (функция автоматизирована) (Пф42).

Синхронизация времени с использованием модуля GPS (функция автоматизирована) (Пд29)-

Знак утверждения типа

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

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 «Система автоматизированная информационно - измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ОЭЗ ППТ «Алабуга». Измерительные каналы. Методика поверки», согласованным с ФГУП «ВНИИМС» в сентябре 2009г.

Перечень эталонов для поверки приведен в методике поверки.

Межповерочный интервал - 4 года.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты.

- ТТ - поверка в соответствии с ГОСТ 8.217-2003;

- TH - поверка в соответствии с МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

- СЭТ-4ТМ.03М - поверка в соответствии с методикой поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М. Методика поверки. ИЛГШ.411152.145 РЭ1»;

- СЭТ-4ТМ.03 - поверка в соответствии с методикой поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03. Методика поверки. ИЛГШ.411152.124 РЭ»;

- УСПД «Сикон С70» - поверка в соответствии с документом ВЛСТ 220.00.000 И1 «Контроллеры сетевые индустриальные. Сикон С70». Методика поверки».

- УСВ-1 - поверка в соответствии с документом ВЛСТ 221.00.000 МП «Устройства синхронизации времени. УСВ-1. Методика поверки».

Нормативные документы

ГОСТ 1983-2001

ГОСТ 7746-2001

ГОСТ Р 52323-2005

«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

«Трансформаторы тока. Общие технические условия».

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

ГОСТ Р 52425

«Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».

ГОСТ 22261-94.

Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

ГОСТ Р 8.596-2002.

ГСП. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

МИ 3000-2006

«Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».

Заключение

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

Развернуть полное описание