Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ЗАО "Распадская-Коксовая", 52227-12

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ЗАО «Распадская-Коксовая» (далее АИИС) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, измерения времени в координированной шкале времени UTC.

Описание

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

АИИС 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 трехуровневую структуру:

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

-    2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки

(ИВКЭ).

-    3-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) с функцией сбора информации от ИВКЭ и непосредственно от ИИК ТИ № с 1 по 6 и с 33 по 36.

ИИК ТИ включают в себя:

-    трансформаторы тока (ТТ) и их вторичные цепи;

-    трансформаторами напряжения (ТН) и их вторичные цепи;

-    счётчики электроэнергии типа МТ.

ИВКЭ включает в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) типа ЭКОМ-3000, объединяющее ИИК ТИ № с 7 по 32.

ИВК включает в себя:

-    УСПД типа «ЭКОМ-3000» со встроенным приемником меток времени GPS;

-    сервер баз данных (БД) на базе промышленного компьютера DEPO Storm

2300Q1;

-    автоматизированные рабочие места.

ТТ и ТН, входящие в состав ИИК ТИ, выполняют функции масштабного преобразования тока и напряжения для каждого присоединения, в которых они используются.

В счетчиках типа МТ происходит аналого-цифровое преобразование мгновенных значений тока и напряжения с периодом преобразования 250 мкс. Результаты преобразования обрабатываются цифровым сигнальным процессором, который вычисляет соответствующие значения напряжения сети, протекающего тока, мощности и электроэнергии. Результаты измерений сохраняюся в энергонезависимой памяти счетчика.

Счетчик электрической энергии по истечении каждого получасового интервала осуществляет привязку результатов измерения к времени в шкале UTC с учетом поясного времени. Результаты измерений электроэнергии за получасовой интервал передаются по цифровому интерфейсу.

УСПД ИВКЭ один раз в 30 минут опрашивает счетчики электрической энергии и передает данные измерений в УСПД ИВК. УСПД ИВК один раз в сутки или по запросу осуществляет опрос УСПД ИВКЭ и счетчиков ИИК ТИ № с 1 по 6 и с 33 по 36, осуществляет передачу данных в сервер БД.

Сервер БД осуществляет:

-    прием результатов измерений от УСПД ИВК;

-    обработкуполученных данных, заключающуюся в умножении результатов измерений на коэффициенты трансформации ТТ и ТН;

-    хранение результатов измерений в базе данных SQL.

-    визуальный просмотр результатов измерений из базы данных и автоматическая передача результатов измерений во внешние системы по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 1.0, в том числе в ОАО «АТС», филиал ОАО «МРСК Сибири» - «Кузбассэнерго - РЭС», филиал ОАО «СО ЕЭС» Кузбасское РДУ и другим заинтересованным лицам.

Связь между ИИК ТИ и ИВК осуществляется по каналу передачи данных сотового оператора, образованному GSM/GPRS-модемами.

Связь между ИВК и внешними по отношению к АИИС системами осуществляется по основному и резервному каналам связи. В качестве основного канала связи используется глобальная сеть передачи данных Интернет, в качестве резервного канала связи используется технология GPRS сети мобильной радиосвязи посредством GSM/GPRS-модемов Siemens ES75.

ИИК ТИ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК). АИИС выполняет измерение времени в шкале UTC. Синхронизация шкалы времени УСПД ИВК со шкалой времени UTC осуществляется с помощью GPS приемника, входящего в состав УСПД ИВК, в постоянном режиме по протоколу NTP. На уровень ИВКЭ шкала времени передается при опросе УСПД уровня ИВКЭ. Если поправка часов УСПД ИВКЭ относительно УСПД ИВК превышает величину 1 с, происходит синхронизация УСПД ИВКЭ. Проверка поправки часов счетчиков производится каждый раз при их опросе со стороны УСПД ИВКЭ (ИК № с 7 по 32) или УСПД ИВК (ИК № с 1 по 6 и № с 33 по 36). В случае если поправка часов счетчика превышает величину 1 с, то происходит синхронизация шкалы времени счетчика.

В АИИС допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками, не худшими, чем у перечисленных в таблице 1. Замена оформляется в порядке, установленном МИ 2999-2011

Лист № 6 всего листов 10

Лист № 3

всего листов 1 0

Лист № 4 всего листов 10

Лист № 5 всего листов 10

В ИВК АИИС используется программное обеспечение «Энергосфера». Метрологически значимая часть программного комплекса «Энергосфера» и ее идентификационные признаки приведены в таблице 2.

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 Энергосфера», 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».

Т аблица 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....................................................................................36

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

Границы допускаемой основной относительной погрешности

измерений активной электрической энергии....................................приведены в таблице 4

Предел допускаемого значения поправки часов счетчиков электрической энергии относительно шкалы времени UTC не

более, с.................................................................................................................................± 5

Период измерений приращений активной и реактивной

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 Ыом для ИК №№ с 1 по 6, с 33 по 36 ...................................................от 5 до 120

ток, % от Ыом для ИК №№ с 7 по 32..................................................................... от 2 до 120

напряжение, % от №ом....................................................................................... от 90 до 110

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

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

Таблица 3 - Границы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС при измерении активной (SWA) и реактивной (SWP) энергии в рабочих условиях применения

Таблица 4 - Границы допускаемой основной относительной погрешности ИК АИИС при измерении активной (SWoA) энергии

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист документа «СЦЭ.425210.029 ФО. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ЗАО «Распадская-Коксовая». Формуляр».

Комплектность

Комплектность АИИС представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС

Поверка

осуществляется в соответствии с документом «СЦЭ.425210.029 Д1. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ЗАО «Рас-падская-Коксовая». Методика поверки», утвержденным ФГУП «СНИИМ» «08» ноября 2012 г.

Основное поверочное оборудование: мультиметр АРРА-109 (Г. р. № 20085-05), клещи токовые АТК-1001 (Г. р. № 43841-10), измеритель комплексных сопротивлений электрических цепей «Вымпел» (Г. р. № 23070-02), тайм-серверы NTP, входящие в состав эталонов времени и частоты ВНИИФТРИ (±10 мкс).

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

-    измерительные трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217;

-    измерительные трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216;

Лист № 10 всего листов 10

-    счетчики электрической энергии - в соответствии с документом «Счетчики статические трехфазные переменного тока активной и реактивной энергии МТ. Методика поверки», утвержденным ФГУП «СНИИМ» в 2008 г.

-    УСПД ЭКОМ-3000 - в соответствии с документом «ГСИ. Комплекс программнотехнический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП», 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 ЗАО «Распадская-Коксовая». Свидетельство об аттестации методики измерений № 146-01.00249-2012 от 31.10.2012 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ЗАО «Распадская-Коксовая»

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.    СЦЭ.425210.029 Автоматизированная информационно - измерительная система коммерческого учета электроэнергии ЗАО «Распадская-Коксовая». Технорабочий проект.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.