Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "НИЖНОВАТОМЭНЕРГОСБЫТ" для электроснабжения ОАО "ЮГ"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «НИЖНОВАТОМЭНЕРГОСБЫТ» для электроснабжения ОАО «ЮГ» (далее - АИ-ИС КУЭ ОАО «ЮГ») предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ ОАО «ЮГ» представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ ОАО «ЮГ» решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- измерение календарного времени и интервалов времени;

- периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета;

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

- передача результатов измерений организациям, имеющим соглашения информационного обмена с ОАО «ЮГ» - участников оптового рынка электроэнергии;

- 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 АИ-ИС КУЭ ОАО «ЮГ»;

- конфигурирование и настройка параметров АПИС КУЭ ОАО «ЮГ»;

— ведение системы единого времени в АИИС КУЭ ОАО «ЮГ» (коррекция времени).

АИИС КУЭ ОАО «ЮГ» является иерархической, трехуровневой, интегрированной, автоматизированной измерительной системой с централизованным управлением и распределенной функцией измерения и состоит из 11 -ти измерительных каналов коммерческого учёта (далее -ИК); измерительно-вычислительного комплекса электроустановки (далее - ИВКЭ); измерительно-вычислительного комплекса (далее - ИВК) АИИС КУЭ ОАО «ЮГ».

Измерительные каналы АИИС КУЭ ОАО «ЮГ» включают следующие средства измерений:

- измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности (далее - КТ) 0,5, по ГОСТ 7746;

- измерительные трансформаторы напряжения (далее - TH) класса точности 0,5, по ГОСТ 1983;

- многофункциональные счетчики активной и реактивной электроэнергии типа «Альфа А1800» класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323 для активной электроэнергии и 1,0 по ГОСТ 26035 для реактивной электроэнергии;

- устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа RTU 325.

Перечень измерительных каналов, входящих в состав АИИС КУЭ ОАО «ЮГ», с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования ввода, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав ИК, номера регистрации в Государственном реестре средств измерений представлены в таблице 1.

АИИС КУЭ ОАО «ЮГ» включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительные преобразователи - ТТ, TH и электронные счетчики электрической энергии, установленные в ИК.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс энергоустановки (далее - ИВКЭ) - УСПД (RTU 325).

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер базы данных АИИС КУЭ ОАО «ЮГ» (далее - сервер БД), устройство синхронизации системного времени (УССВ), АРМ и программное обеспечение (далее - ПО).

Первичные фазные токи и напряжения преобразовываются 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, реактивная мощность вычисляется по значениям активной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мгновенной мощности, вычисляется для 30 -минутных интервалов времени.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД (RTU 325), где осуществляется обработка измерительной информации - перевод числа импульсов в именованные величины кВт-ч, квар-ч, умножение измеренного счётчиками количества электроэнергии на коэффициенты трансформации ТТ и TH, хранение измерительной информации, ее накопление и передачу накопленных данных на сервер БД. Связь между уровнями ИВКЭ и ИВК АИИС КУЭ ОАО «ЮГ»осуществляется по каналам GSM.

На верхнем - третьем уровне системы полученная информация хранится на сервере БД, где формируются отчётные и справочные формы, которые передаются в организации-участники оптового рынка электроэнергии по коммутируемым телефонным линиям или по каналам сотовой связи через интернет-провайдер.

АИИС КУЭ ОАО «ЮГ» оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), на базе устройства синхронизации системного времени УССВ (выполненных на основе GPS 35-HVS), принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Корректировка времени сервера производится непрерывно, один раз в секунду. Время УСПД синхронизируется по времени сервера, а время счетчиков по времени УСПД (допустимое рассогласование не превышает 2с). Погрешность системного времени АИИС КУЭ ОАО «ЮГ» не превышает 5 с.

Журналы событий счетчиков электроэнергии и УСПД отражают: время (дату, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Примечания.

1. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035;

2. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 1 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «ЮГ» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ ОАО «ЮГ» как его неотъемлемая часть.

Таблица 1. Перечень измерительных каналов

Продолжение таблицы 1

Продолжение таблицы 1

Продолжение таблицы 1

Продолжение таблицы 1

Продолжение таблицы 1

Продолжение таблицы 1

Технические характеристики

Основными метрологическими характеристиками АИИС КУЭ ОАО «ЮГ» являются доверительные границы интервала основной относительной погрешности измерения 30-минутных приращений активной (реактивной) электроэнергии и границы интервала относительной погрешности в рабочих условиях, для вероятности 0,95, вычисляемые по формуле:

s„ =±1,175,2    + 5? +5? + 5?, + 62хт + S2„ +l(Si, +<_„ +^_z +Л.«)%,

где 8i - предел допускаемой относительной токовой погрешности ТТ, % ;

8у - предел допускаемой относительной погрешности напряжения TH, % ;

Зе - наибольшее по абсолютной величине значение относительной погрешности, обусловленной угловыми погрешностями ТТ и TH в режиме измерения активной (реактивной) электроэнергии, % ;

Зл - относительная погрешность обусловленная потерями напряжения в линии присоединения TH и счётчика, % ;

Зсч - предел допускаемой основной относительной погрешности счетчика в режиме измерения активной (реактивной) электроэнергии;

йуспд - предел допускаемой относительной погрешности УСПД, %;

5Кв - предел допускаемой относительной погрешности измерения календарного времени, % ;

Зд_( - дополнительная погрешность счётчика, вызванная отклонением температуры окружающей среды от нормального значения (20 °C), % ;

8д_и - дополнительная погрешность счётчика, вызванная отклонением напряжения от номинального в измерительной цепи счётчика, % ;

8д_г - дополнительная погрешность счётчика, вызванная отклонением частоты от номинального значения (50 Гц), в измерительной цепи счётчика, % ;

Зд_н - дополнительная погрешность счётчика, вызванная влиянием внешнего магнитного поля, создаваемого током частоты, одинаковой с частотой подаваемого на счётчик напряжения , % .

Основные метрологические характеристики АИИС КУЭ ОАО «ЮГ» представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Основные метрологические характеристики АИИС КУЭ ОАО «ЮГ»

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения текущего времени и интервалов времени не превышают ±5с

Нормальные условия эксплуатации:

Параметры сети :

- напряжение................................................................................................(0,98 - 1,02)UHOM;

- ток ....................................................................................................................(°,05   Г2)1ноМ;

- частота питающей сети, Гц...................................................................(50 ± 0,15);

- коэффициент мощности cos ф...........................................0,5ивд-Ч,0;

где - UH0M, Гом - номинальное первичное напряжение, ток

- температура:.............................................................от -20°С до +50 С (для TH и ТТ);

............................................................от +15°С до +25°C (для счетчиков);

..................................................................от +15°С до +25°С (для ИВК);

- относительная влажность воздуха...........................................................(70 ± 5) %;

- атмосферное давление.................................................................(750+30) мм рт.ст.;

- индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл.........................................0,05;

Рабочие условия эксплуатации:

Параметры сети :

- напряжение ....................................................................................................(0,9 + 1,1)UHOM;

- ток:.................................................................................................................(0,05 +1,2)1Н0М ;

- частота питающей сети, Гц...................................................................(50 ± 0,15);

- коэффициент мощности cos ф.................................................................0,5инд-ь1,0;

- температура:           ....................................................от 0°С до 40°С для счётчиков

...................от -30°С до 50°С для ТТ и TH

...........................................................от 10°С до 35°С для ИВК и УСПД

- относительная влажность воздуха.................................................................(80+5) %

- атмосферное давление....................................................................(750+30) мм рт.ст

- индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл не более...........................0,05.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч среднее время восстановления работоспособности tB = 2 ч;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40000 ч среднее время восстановления работоспособности tB = 0,5 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 60000 ч среднее время восстановления работоспособности tB = 1 ч.

Средний срок службы АИИС КУЭ ОАО «ЮГ»                            10 лет.

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

-резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации - участники оптового рынка электроэнергии по телефонной сети общего пользования.

Регистрация событий:

в журнале событий счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике.

в журнале УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в УСПД.

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД.

Защита информации на программном уровне:

- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи)

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на УСПД;

- установка пароля на сервер.

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - 30-минутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток;

- при отключении питания - не менее 3,5 лет;

У СПД - 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 - не менее 3,5 лет;

ИВК - глубина хранения информации при отключении питания - не менее 5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно - измерительную коммерческого учета электроэнергии АНИС КУЭ ОАО «ЮГ».

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ ОАО «ЮГ» 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 ОАО «НИЖНОВАТОМЭНЕРГОСБЫТ» для электроснабжения ОАО «ЮГ». Методика поверки», согласованным с ГЦИ СИ ФГУ «Краснодарский ЦСМ» в ноябре 2007 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- ТТ-по ГОСТ 8.217;

- TH - по ГОСТ 8.216 и/или по МИ 2845, МИ 2925;

- электросчётчики « Альфа А1800»- по «Методике поверки счётчиков трёхфазных Альфа-1800», утверждённой ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2006г.;

- УСПД RTU 325,- по методике поверки «Комплексы аппаратно-программных средств для учёта электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки», утверждённой ГЦИ СИ ВНИИМС в 2003г.

Межповерочный интервал - 4 года.

Нормативные документы

ГОСТ 22261 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия», ГОСТ Р 8.596 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

РД 34.11.114 «Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии и мощности. Основные метрологические характеристики. Общие требования. — М.: РАО «ЕЭС России»

Регламент НП АТС Приложение № 11.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.

Заключение

Тип «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «НИЖНОВАТОМЭНЕРГОСБЫТ» для электроснабжения ОАО «ЮГ»» утверждён с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственной поверочной схеме.