Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Электрические Сети" г. Киселевск 3-я очередь, 56707-14

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Электрические Сети» г. Киселевск 3-я очередь (далее АИИС) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, измерения времени в координированной шкале времени UTC (SU).

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 результатов измерений в организации - участники оптового рынка электроэнергии;

-    предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данным 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) и их вторичные цепи;

-    трансформаторами напряжения (ТН) и их вторичные цепи;

-    счётчики электроэнергии.

ИВК выполнен на базе аппаратно-программного комплекса (АПК) системы учета и контроля электроэнергии автоматизированного «ES-Энергия» (Г. р. № 22466-02) и включает в себя:

-    сервер БД на базе промышленного компьютера HP ProLiant DL380R04;

-    сервер сбора данных на базе промышленного компьютера ROBO-2000-2473;

-    переключатель KVMA («клавиатура/ мышь/монитор») типа LКМ-9268A;

-    модуль коррекции времени типа ЭНКС-2.01.00;

-    автоматизированные рабочие места АРМ (ПЭВМ с установленным ПО «ES-Энергия» EnergyClient, подключенные к локальной сети Ethernet к серверу БД).

ТТ и ТН, входящие в состав ИИК ТИ, выполняют функции масштабного преобразования тока и напряжения для каждого присоединения, в которых они используются. Мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются счетчиками электрической энергии АИИС 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.

Вычисленные значения активной и реактивной мощности каждого направления преобразуются в частоту следования импульсов. Во внутренних регистрах счетчиков осуществляется накопление импульсов, соответствующих каждому виду и направлению передачи электроэнергии. Количество накопленных в регистрах импульсов за 30минутный интервал времени пропорционально энергии каждого вида и направления.

По окончании 30-минутного интервала накопленное количество импульсов из каждого регистра переносится в долговременную энергонезависимую память с указанием времени измерений в координированной шкале времени UTC.

УСПД один раз в 30 минут опрашивает счетчики электрической энергии и собирает результаты измерений, осуществляет обработку, заключающуюся в пересчете количества накопленных импульсов за период 30 минут в именованные величины, хранит результаты измерений в регистрах собственной памяти и передает их в сервер БД. Сервер БД осуществляет сбор результатов измерений с УСПД, их обработку, заключающуюся в умножении на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, хранение в БД АИИС.

На уровне ИВК обеспечивается 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:

-    ПАК ОАО «АТС»;

-    ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» (Кузбасское РДУ);

-    ОАО «Кузбассэнерго»;

-    ООО «Энергосбытовая компания «Энергосервис».

Связь между ИИК ТИ и ПТК осуществляется по каналу мобильной связи стандарта GSM посредством GSM модемов Wavecom Fastrack M1306B-ON и преобразователей интерфейсов RS-232/RS-485/RS-422 ADAM-4520.

Связь между УСПД и сервером БД осуществляется по локальной вычислительной сети Ethernet.

Передача данных от сервера БД во внешние по отношению к АИИС системы осуществляется по глобальной сети передачи данных Интернет.

ИИК ТИ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК). Перечень измерительных компонентов в составе ИК АИИС приведен в таблице 1.

АИИС выполняет измерение времени в шкале UTC (SU). Синхронизация шкалы времени счетчиков электрической энергии ИИК ТИ с координированной шкалой времени осуществляется модулями коррекции времени ЭНКС-2.01.00 на основе GPS-приемников, установленными на каждой подстанции. Все счетчики электрической энергии ИИК ТИ, установленные на одной подстанции, связаны друг с другом и с модулем коррекции времени посредством интерфейса RS-485.

Коррекция часов счетчика производится не чаще 1 раза в сутки на величину не более 119 с.

Лист № 3 всего листов 8

Программное обеспечение

В ИВК АИИС используется программное обеспечение из состава АПК «ES-Энергия» Метрологически значимая часть программного комплекса 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..........................................................................................4;

Границы основной допускаемой относительной погрешности ИК

при доверительной вероятности Р=0,951...............................................приведены в таблице 3;

Границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности Р=0,95 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 основной допускаемой относительной погрешности измерений активной и реактивной энергии

Таблица 4 - Границы допускаемой относительной погрешности измерений активной и реактивной энергии в рабочих условиях применения_

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист документа «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Электрические Сети» г. Киселевск 3-я очередь. Паспорт - формуляр».

Комплектность

Комплектность АИИС представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС

Поверка

осуществляется по документу 017-30007-2013 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Электрические Сети» г. Киселевск 3-я очередь. Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» «29» ноября 2013 г.

Основное поверочное оборудование: миллитесламетр портативный ТП2-2У (Г. р. № 16373-08), мультиметр АРРА-109 (Г. р. № 20085-11), клещи токовые АТК-1001 (Г. р. № 43841-10), измеритель комплексных сопротивлений электрических цепей «Вымпел» (Г. р. № 23070-05), тайм-серверы ФГУП «ВНИИФТРИ» из состава средств передачи эталонных сигналов времени и частоты ГСВЧ (поправка системных часов операционной системы компьютеров, осуществляющих прием сигналов точного времени по сетевому протоколу NTP составляет величину не более ± 10 мс).

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

-    измерительных трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003;

-    измерительных трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011;

-    счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом ИГЛШ.411152.145РЭ1, являющимся приложением к руководству по эксплуатации ИГЛШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;

-    счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.02 - в соответствии с документом «Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации

ИГЛШ.411152.087РЭ1», раздел «Методика поверки». Методика поверки согласована ГЦИ СИ Нижегородского ЦСМ;

-    АПК «ES-Энергия» - в соответствии с документом «Система учета и контроля электроэнергии автоматизированная «ES-Энергия». Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Менделеева» 04.12.2001 г.

Сведения о методах измерений

Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Электрические Сети» г. Киселевск 3-я очередь. Свидетельство об аттестации методики измерений № 189-01.00249-2013 от «29» ноября 2013 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Электрические Сети» г. Киселевск 3-я очередь

1.    ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения;

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

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

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

5.    ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии;

6. Дополнение 5 к Технорабочему проекту (1406/05-00) АИИС.1312ПО/0713-ТРП (ООО «ПО Энергоресурс») «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ОАО «Электрические сети» г. Киселевск.

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.