Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Кузбасская энергосетевая компания" (ООО "КЭнК"), г.Юрга, 51885-12

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Кузбасская энергосетевая компания» (ООО «КЭнК»), г. Юрга (далее АИИС) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, средней активной и реактивной электрической мощности, измерения времени в координированной шкале времени UTC.

Описание

АИИС представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ выполняет следующие функции:

-    измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

-    периодический и 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;

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

-    предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии средств измерений со стороны серверов 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 АИИС;

-    конфигурирование и настройка параметров АИИС;

-    измерение времени.

АИИС имеет двухуровневую структуру:

-    1-й уровень - информационно-измерительные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);

-    2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) с функцией сбора информации от ИИК ТИ.

ИИК ТИ включают в себя:

-    трансформаторы тока (ТТ);

-    трансформаторами напряжения (ТН);

-    счётчики электроэнергии.

В качестве ИВК используется программно-технический комплекс (ПТК) «ЭКОМ» (Г.р. № 19542-05). Аппаратная часть ИВК включает в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) «ЭКОМ-3000» (Г.р. № 17049-09) с функцией измерения времени в шкале UTC и промышленный компьютер CLR Server N1450.

Принцип действия АИИС основан на масштабном преобразовании параметров контролируемого присоединения (ток и напряжение) с использованием электромагнитных трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (ТН), измерении и интегрировании мгновенной мощности с использованием счетчиков электрической энергии типа МТ85, автоматическом сборе, хранении и передаче по каналам связи результатов измерений.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности. За период сети из мгновенных значений мощности вычисляется активная мощность, из мгновенных значений тока и напряжения их среднеквадратические значения и, затем, полная мощность. Реактивная мощность вычисляется из значений активной и полной мощности.

Приращения активной (реактивной) электрической энергии вычисляются как интеграл по времени от значений активной (реактивной) мощности и далее сохраняются в регистрах долговременной пямяти.

ИВК осуществляет:

-    опрос один раз в 30 минут счетчиков электрической энергии;

-    сбор результатов измерений;

-    обработку результатов измерений, заключающуюся в умножении полученных результатов на коэффициенты трансформации ТТ и ТН;

-    хранение результатов измерений в базе данных.

На уровне ИВК обеспечивается визуальный просмотр результатов измерений из базы данных, формирование отчетов и передача результатов измерений во внешние системы по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 1.0, в том числе в:

-    ПАК ОАО «АТС»;

-    филиал ОАО «МРСК Сибири» - «Кузбассэнерго-РЭС»;

-    филиал ОАО «СО ЕЭС» Кузбасское РДУ.

На подстанциях счетчики объединяются в группы по интерфейсу RS-485. Группа счетчиков подключается к каналообразующему оборудованию (преобразователи интерфейсов MOXA и CON1, GSM-модем Siemens TC-35i и радиомодем Motorolla) для дальнейшей передачи данных в УСПД «ЭКОМ-3000М», расположенный в серверной ОГЭ г.Юрга ООО «КЭнК». В качестве основного канала связи между ИИК и ИВК используется канал связи с использованием GSM-модема, в качестве резервного - радиоканал посредством радиомодема Motorolla.

Связь между ИВК и внешними по отношению к АИИС системами обеспечивается по основному и резервному каналам связи. В качестве основного канала связи используется глобальная сеть передачи данных Интернет, в качестве резервного канала связи используется служба GPRS сети мобильной радиосвязи посредством GSM-терминала Siemens TC65 Terminal.

ИИК ТИ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК). АИИС выполняет измерение времени в шкале UTC. Синхронизация часов УСПД со шкалой UTC производится от встроенного в УСПД GPS-приемника в постоянном режиме. Передача шкалы времени от УСПД часам счетчиков электрической энергии осуществляется следующим образом: при опросе счетчика по окончании каждого 30-минутного интервала производится проверка поправки счетчиков относительно шкалы времени УСПД. УСПД вычисляет разницу между показаниями своих часов и часов счетчика, и, если поправка часов счетчика превышает ±2 с, производит коррекцию часов счетчика.

Примечание. В АИИС допускается замена измерительных компонентов на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками, не худшими, чем приведенные в таблице 1. Замена измерительных компонентов оформляется в порядке, установленном МИ 2999-2011.

Программное обеспечение

В ИВК АИИС используется программное обеспечение «Энергосфера» (разработка ООО "Прософт-Системы", г. Екатеринбург). Серверная часть программного комплекса «Энергосфера» включает в себя базу данных «ЭКОМ», функционирующую под управлением системы управления базами данных MS SQL Server и обеспечивающую хранение результатов измерений, конфигурации АИИС и расчетных алгоритмов.

В качестве средства сбора данных используется программное обеспечение «Сервер опроса», обеспечивающее сбор результатов измерений и служебной информации, хранящейся в УСПД.

Клиентское программное обеспечение представлено программами «АРМ Энергсфера», обеспечивающей визуальное представление результатов измерений, и «Центр импорта/экспорта», обеспечивающей автоматический прием и рассылку результатов измерений.

Служебные программы представлены программами «Редактор расчетных схем», обеспечивающей создание структуры объекта учета и редактирование ее параметров; «Консоль администратора», обеспечивающей выполнение задач администрирования базы данных «ЭКОМ».

Метрологически значимая часть ПО и ее идентификационные признаки приведены в таблице 2.

Таблица 2. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО

Уровень защиты метрологически значимой части программного обеспечения в соответствии с МИ 3286-2010 соответствует уровню «С».

Технические характеристики

Количество измерительных каналов.....................................................14.

Границы допускаемой основной относительной погрешности при доверительной вероятности Р=0,951 при измерении активной и реактивной электрической энергии приведены в таблице 3. Границы допускаемой относительной погрешности при доверительной вероятности Р=0,951 при измерении активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения .......................................................................................................... приведены в таблице 4.

Предел допускаемого значения поправки часов счетчиков электрической энергии относительно шкалы времени UTC не более, с.......................................................± 5.

Период измерений активной и реактивной средней электрической мощности и приращений

электрической энергии, минут..............................................................30.

Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут....30.

Формирование XML-файла для передачи внешним системам............автоматическое.

Формирование базы данных с результатами измерений с указанием времени проведения измерений и времени поступления результатов измерений в базу данных автоматическое. Глубина хранения результатов измерений в базе данных не менее, лет 3,5.

Ведение журналов событий ИВК и ИИК ТИ........................................автоматическое.

Рабочие условия применения компонентов АИИС:

температура окружающего воздуха (кроме ТТ и ТН), °С....................от 0 до плюс 40;

температура окружающего воздуха (для ТТ и ТН), °С........................от минус 40 до плюс 40;

частота сети, Гц...................................................................................... от 49,5 до 50,5;

напряжение сети питания, В.................................................................. от 198 до 242;

индукция внешнего магнитного поля, мТл...........................................не более 0,05.

Допускаемые значения информативных параметров:

ток, % от 1ном для всех ИК................................................................... от 5 до 120%;

напряжение, % от ином......................................................................... от 90 до 110%;

коэффициент мощности cos j ..............................................................0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.;

коэффициент реактивной мощности, sin j...........................................0,5 инд. - 1,0 - 0,5 емк.

Таблица 3. Границы допускаемой основной относительной погрешности ИК АИИС (измерения активной (SWA) и реактивной (SWP) энергии) для значений тока 5, 20, 100, 120 % номинального и значений коэффициента мощности 0,5, 0,8, 0,865 и 1.

Таблица 4. Границы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС (измерения активной (SWA) и реактивной (SWP) энергии) в рабочих условиях применения для значений тока 5, 20, 100 - 120 % от номинального и значений коэффициента мощности 0,5, 0,8, 0,865 и 1.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист документа НЭ.425210.043 ФО. «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Кузбасская энергосетевая компания» (ООО «КЭнК»), г. Юрга. Формуляр».

Поверка

осуществляется по документу НЭ.425210.043 Д1 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Кузбасская энергосетевая компания» (ООО «КЭнК»), г. Юрга. Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» «10» сентября 2012 г.

Основное поверочное оборудование: миллитесламетр портативный ТП-2-2У, мультиметр АРРА-109, клещи токовые АТК-1001, измеритель комплексных сопротивлений электрических цепей «Вымпел», ноутбук с выходом в Интернет.

Поверка измерительных компонентов АИИС проводится в соответствии со следующими нормативными документами по поверке:

-    измерительные трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003

-    измерительные трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88

-    счетчики электрической энергии МТ85 - в соответствии с документом МИ 2158-91. «ГСИ. Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Методика поверки»;

-    УСПД «ЭКОМ-3000М»- в соответствии с документом ПБКМ.421459.003 МП. "ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки", утвержденным ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" в мае 2009 г.

Сведения о методах измерений

Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Кузбасская энергосетевая компания» (ООО «КЭнК»), г. Юрга. Свидетельство об аттестации методики измерений № 139-01.00249-2012 от «15» сентября 2012 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии

ООО «Кузбасская энергосетевая компания» (ООО «КЭнК»), г. Юрга:

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

2.    ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия;

3.    ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия;

4.    ГОСТ Р 52323-05 Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и

0,5S;

5.    ГОСТ Р 52425-05 Статические счетчики реактивной энергии;

6.    НЭ.425210.043 ФО. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Кузбасская энергосетевая компания» (ООО «КЭнК»), г. Юрга. Технорабочий проект.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.