Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "ПСЗ "Янтарь", 53937-13

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «ПСЗ «Янтарь» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения электроэнергии (мощности), отпускаемой потребителям ОАО «Прибалтийский судостроительный завод «Янтарь», г. Калининград, а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), ОАО «АТС», «СО-ЦДУ «ЕЭС» и др. (далее

- внешние пользователи).

Описание

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

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

•    измерение 30-минутных приращений активной (реактивной) электроэнергии (мощности);

•    периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

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

•    передача в организации (внешние пользователи) результатов измерений;

•    предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей);

•    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

•    диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

•    конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

•    ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

Метод измерения электроэнергии (мощности). Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электроэнергии. 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, 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. (Умножение на коэффициенты трансформации осуществляется в сервере).

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейсу RS 485 или по радиоканалу и далее через локальную сеть поступает на вход сервера опроса и баз данных (IBM PC совместимый компьютер), где осуществляется автоматизированный сбор, обработка (вычисление электроэнергии и мощности), накопление, формирование и хранение,

Лист № 2 Всего листов 13

оформление справочных и отчетных документов, отображение результатов измерений и передача накопленных данных по каналу связи (On Line Internet) вышестоящим и внешним пользователям (ОАО «АТС», СО-СДУ ЕЭС и др.). Коммерческая информация, передаваемая внешним пользователям, отражает 30-минутные результаты измерения потребления электроэнергии по точке учета. Передача информации реализована с использованием электронных документов в виде макета 80020 в формате XML.

АИИС КУЭ состоит из 2 уровней.

1-й    уровень включает в себя 19 измерительно-информационных точек учета (ИИК ТУ) в составе:

•    измерительные трансформаторы тока (ТТ) ТОЛ-10, ТШП-0,66, класса точности 0,5 по ГОСТ 7746-2001;

•    измерительные трансформаторы напряжения (ТН) ЗНОЛП-6, класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001;

•    вторичные измерительные цепи тока и напряжения;

•    счетчики электрической энергии многофункциональные (счетчики) ПСЧ-4ТМ.05М активной и реактивной энергии, класса точности 0,5S/1,0 по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425;

2-й    уровень - уровень измерительно-вычислительного комплекса с функциями комплекса электроустановки (ИВК с функциями ИВКЭ) в составе:

•    сервер, реализованный на основе промышленного компьютера с IBM PC - совместимой платформой в серверном исполнении;

•    каналы связи: с 1 уровнем - локальная сеть Ethernet, с внешними пользователями - On Line Internet;

•    коммуникационное и модемное оборудование для обмена данными со счетчиками (преобразователь интерфейса RS-485, радиомодемы «Спектр 433»);

•    технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа;

•    АРМ диспетчера, пользователей (1 экз);

•    цепи и устройства питания (Ippon Smart Winner 3000ВА).

Подсистема коррекции времени в составе:

•    блоки синхронизации и связи КСС-11 в комплекте с GPS приемником BR-355.

ИИК ТУ, ИВК с функциями ИВКЭ и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ

В АИИС КУЭ предусмотрена система синхронизации единого времени (СОЕВ). Синхронизация часов производится от эталона, в качестве которого выступает GPS приемник.

Блок синхронизации и связи счетчиков КСС-11 в комплекте с GPS приемником BR-355 (далее - блок КСС-11) преобразует сигнал со спутникового приемника в протокол широковещательного запроса на синхронизацию внутренних часов счетчиков 1 раз в сутки. Условием корректировки внутренних часов счетчиков служит прием блоком КСС-11 сигналов точного времени со спутниковой антенны GPS и отсутствие признака корректировки часов счетчиков в течение текущих суток.

Часы ИВК с функциями ИВКЭ синхронизируются каждые 30 минут от любого счетчика, в котором на момент опроса была произведена корректировка.

От сервера в автоматическом режиме производится каждые 30 минут синхронизация часов АРМ.

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не более ± 5 с /сут.

Программное обеспечение

- Специализированное ПО «Энфорс АСКУЭ» и ПО «Энфорс Энергия 2+» Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Лист № 4 Всего листов 13

Программное обеспечение имеет уровень защиты С от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010.

Организация защиты от несанкционированного доступа. В АИИС КУЭ предусмотрена многоуровневая защита от несанкционированного доступа: система паролей в ПО, пломбирование счетчиков, информационных цепей.

Технические характеристики

Технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 2, которая содержит перечень измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ, их метрологических характеристик с указанием наименования присоединений.

В таблице 3 приведены метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ.

Таблица 2 - Перечень измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ и их характеристики.

КТ-класс точности средства измерений.

Ксч - коэффициент трансформации счетчика электроэнергии.

Ктт - коэффициент трансформации трансформатора тока.

Ктн - коэффициент трансформации трансформатора напряжения.

Примечание - Допускается замена счетчиков, ТТ, ТН на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на предприятии порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть

Таблица 3 - Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК АИИС КУЭ 5wp/Swq активной/реактивной электроэнергии (мощности) для рабочих условий эксплуатации при доверительной вероятности 0,95_

I/In - значение первичного тока в сети в процентах от номинального

Wps %(Wq5) - Wpi2o %(Wqi2o %) - значения электроэнергии при соотношении I/In равном от 5 до

120%

Условия эксплуатации измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ соответствуют требованиям, распространяющихся на них НД:

Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001 и эксплуатационной документации Трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001 и эксплуатационной документации Счётчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425- 2005

Таблица 4 - Условия эксплуатации АИИС КУЭ

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Параметры надежности трансформаторов тока:

•    среднее время наработки на отказ не менее 300000 ч,

•    срок службы, не менее 25 лет

Параметры надежности трансформаторов напряжения:

•    среднее время наработки на отказ не менее 300000 ч,

•    срок службы, не менее 25 лет

Параметры надежности счётчиков электроэнергии:

•    среднее время наработки на отказ не менее 90000 ч,

•    среднее время восстановления работоспособности не более 24 ч;

•    срок службы, не менее 30 лет Параметры надежности сервера:

•    коэффициент готовности не менее 0,99,

•    среднее время наработки на отказ не менее 100000 ч,

•    среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч.

Параметры надежности СОЕВ:

•    коэффициент готовности не менее 0,95,

•    среднее время восстановления работоспособности не более 48 ч;

•    блок синхронизации срок службы, не менее 25 лет

Параметры надежности каналообразующей аппаратуры (модемы и т.п.):

•    коэффициент готовности не менее 0,95,

•    среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч.;

•    среднее время наработки па отказ не менее 30000 ч.

Параметры надежности каналов передачи данных:

•    коэффициент готовности не менее 0,95,

•    скорость передачи данных 9600 бит/с.

Параметры надежности блока КСС-11:

•    среднее время наработки па отказ не менее 100000 ч,

•    среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч;

•    срок службы, не менее 25 лет Надежность системных решений:

•    наличие на сервере аппаратных средств резервирования информации (RAID 5);

•    резервирование питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

•    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.

Регистрация событий: в журнале событий счётчика:

•    параметрирования;

•    пропадания напряжения;

•    коррекции времени в счетчике Регистрация событии: в журнале событий сервера:

•    параметрирования;

•    пропадания напряжения;

•    коррекции времени в сервере.

Контроль полноты и достоверности результатов и состояния средств измерений.

Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

•    выходных клемм трансформаторов тока и напряжения;

•    электросчётчика;

•    промежуточных клеммников вторичных цепей;

•    сервера

Защита информации на программном уровне:

•    установка пароля на счетчик;

•    установка пароля на сервере.

Глубина хранения информации:

•    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100

суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

•    сервер - суточные данные о 30-ти приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 3,5 года (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - 3,5 года;

•    ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ указана в таблице 2 и определяется проектной документацией на систему

В комплект поставки также входит:

•    формуляр-паспорт НСЛГ.466646.021 ПФ

•    руководство пользователя НСЛГ.466646.021 И3

•    инструкции по формированию и ведению базы данных НСЛГ.466646.021 И4;

•    инструкции по эксплуатации АИИС НСЛГ.466646.021 ИЭ;

•    технологическая инструкция НСЛГ.466646.021 И2

•    руководство по эксплуатации на счётчик ПСЧ-4ТМ.05М ИЛГШ.411152.126 РЭ;

•    паспорта на счётчики ИЛГШ.411152.146;

•    методика поверки

Поверка

осуществляется по документу МП 53937-13 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Открытого акционерного общества «Прибалтийский судостроительный завод «Янтарь» (АИИС КУЭ ОАО «ПСЗ «Янтарь»). Методика поверки». Методика разработана и утверждена ГЦИ СИ ФБУ «Воронежский ЦСМ» в апреле 2013 г., входит в комплект документации на систему.

Таблица 5-Основные и вспомогательные СИ, применяемые при поверке АИИС КУЭ

Примечание - Допускается применение других СИ, обладающих требуемыми МХ Средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003 и (или) по ГОСТ 8.216-2011.

Средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003.

Средства поверки многофункциональных счетчиков электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М по методике поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.

Сведения о методах измерений

Методика измерений содержится в документе «Методика измерений количества электроэнергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «ПСЗ «Янтарь». Методика измерений аттестована ФБУ «Воронежский ЦСМ», свидетельство об аттестации № 44/12-01.00272-2013 от 15.04.2013 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к Системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «ПСЗ «Янтарь»

ГОСТ Р 8.596-2002 «Метрологическое обеспечение измерительных систем».

ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2 S и 0,5 S».

ГОСТ Р 52425-2005«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».

МИ 2439-97 ГСИ. Метрологические характеристики измерительных систем. Номенклатура. Принципы регламентации, определения и контроля.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.