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

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

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

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.