Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО "РТ-ЭТ" в части энергопотребления ОАО "Светлана

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии ООО «РТ-ЭТ» в части энергопотребления ОАО «Светлана» (далее -АИИС КУЭ), предназначена для измерения электроэнергии (мощности), потребляемой за установленные интервалы времени различными технологичными объектами ОАО «Светлана», входящими в систему, а также сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 3.

2-й уровень - представляет собой информационно-вычислительный комплекс (далее -ИВК), включающий в себя УСПД RTU-327-E1-B02-M02 (далее УСПД RTU-327), сервер HP ProLiant DL120 G7, устройство синхронизации времени УСВ-2, коммутатор Cisco Catalyst 2950-12, технические средства приема-передачи данных -роутер DLink, NPort 5232 (2-портовый асинхронный сервер RS-422/485 в Ethernet), рабочие станции АРМ. Первое АРМ расположено в центре сбора информации в офисе ООО «РТ-ЭТ» и подключено к сети АИИС КУЭ ООО «РТ-ЭТ» в части энергопотребления ОАО «Светлана». Второе АРМ расположено на ПАО «Светлана» и использует информацию сервера БД посредством сети Интернет.

Первичные токи и напряжения трансформируются 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 преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной 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 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, (где производится хранение измерительной информации, ее накопление, обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН и передача накопленных данных по проводным линиям на сервер БД.

Передача информации в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭ осуществляется от АРМ установленного в ООО «РТ-ЭТ по сети Internet в автоматическом режиме, с использованием ЭП, раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML.

АИИС КУЭ ООО «РТ-ЭТ» в части энергопотребления ОАО «Светлана» оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). В СОЕВ входят средства измерений, обеспечивающие измерение времени, также учитываются временные характеристики (задержки) линий связи, которые используются при синхронизации времени. В АИИС КУЭ ООО «РТ-ЭТ» в части энергопотребления ОАО «Светлана» поддержание единого времени осуществляется посредством устройства синхронизации времени УСВ-2, которое синхронизирует время в сервере БД, УСПД RTU-327-E1-B02-M02 (далее УСПД RTU-327) и в счетчиках ИИК.

Измерение времени происходит автоматически внутренними таймерами устройств. Нормирование величин отклонения встроенных часов осуществляется при помощи синхронизации последних с единым временем. Синхронизация времени в УСПД RTU-327 осуществляется от устройства синхронизации времени. Синхронизация времени происходит при старте УСПД, а также при отклонении времени УСПД RTU-327 от времени УСВ-2 на величину более ±2 с. Синхронизация времени в сервере БД осуществляется также от УСВ-2. Синхронизация времени на сервере БД происходит при старте, а также при отклонении времени от времени УСВ-2 на величину более ±2 с. Синхронизация времени в ИИК осуществляется при старте УСПД RTU-327, а также при отклонении времени счетчика электроэнергии от времени УСПД RTU-327 на величину более ±3 с, а затем 1 раз в сутки при сеансе связи с УСПД RTU-327.

Журналы событий счетчика электрической энергии, УСПД, сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ» используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР» (Версия не ниже 15.07), в состав которого входят метрологически значимые модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».

Таблица 1 - Метрологически значимые модули ПО

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков электроэнергии и измерительных трансформаторов тока и напряжения.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие -владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.

4. ТТ по ГОСТ 7746-2001, ТН по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии .

5. Погрешность в рабочих условиях указана для I = 0,01 1ном, cos ф = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 5 до плюс 35° С, основная погрешность указана для I = 1,0 1ном, cos ф = 0,8 инд.

Таблица 3 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера, УСПД с помощью источника

бесперебойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал сервера:

- параметрирование;

- попытка не санкционируемого доступа;

- коррекция времени;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

- электросчетчика;

- УСПД;

- сервера;

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована);

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована);

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

Цикличность:

- измерений приращений электроэнергии на интервалах 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора результатов измерений - не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электрической энергии ООО «РТ-ЭТ» в части энергопотребления ОАО «Светлана» типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Продолжение таблицы 4

Поверка

осуществляется по документу МП 4222-02-7707744367-2013 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии ООО «РТ-ЭТ» в части энергопотребления ОАО «Светлана». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 18.06.2013 г.

Основные средства поверки:

- трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- УСПД RTU-327 - в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. ДЯИМ.466215.005 МП. Методика поверки, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г;

- счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с документом, являющимся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ1 МП. Методика поверки, утверждённому руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05. 2012 г.;

- УСВ-2 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-2.

Методика поверки ВЛСТ. 237.00.000 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 31.08.2009 г;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 27008-04);

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрих кодом и заверяется подписью поверителя.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ООО «РТ-ЭТ» в части энергопотребления ОАО «Светлана» - МВИ 4222-02-7707744367-2013. Методика (метод) аттестована ФБУ «Самарский ЦСМ» по ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации № 56/01.00181-2008/2013 от 18.06.2013 г.

Нормативные документы

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения