Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Новосибирскэнергосбыт", 58725-14

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Новосибирскэнергосбыт» (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 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-вычислительные комплексы электроустановок (ИВКЭ);

-    3-й уровень - ИВК-1 (ИВК центрального сервера обработки информации ОАО «РЭС») и ИВК-2 (ИВК ОАО «Новосибирскэнергосбыт»);

ИИК ТИ включают в себя:

-    трансформаторы тока (ТТ) и их вторичные цепи;

-    трансформаторами напряжения (ТН) и их вторичные цепи;

-    счётчики электроэнергии.

ИВКЭ включает в себя:

-    устройство сбора и передачи данных (УСПД) «ЭКОМ-3000» со встроенным приемником меток времени GPS;

ИВК состоит из ИВК-1-го и ИВК-2, пространственно разнесенных друг от друга.

ИВК-1 включает в себя:

-    основной и резервный сервер сбора данных на базе промышленного компьютера;

-    основной и резервный сервер баз данных на базе промышленного компьютера с установленным ПО СУБД MS SQL Server;

-    основной и резервный комплект устройств синхронизации времени УСВ-2 (Госреестр СИ № 41681-09);

-    автоматизированные рабочие места.

ИВК-2 включает в себя:

-    сервер сбора данных и баз данных на базе промышленного компьютера с установленным ПО СУБД MS SQL Server;

-    устройство синхронизации времени УСВ-2 (Госреестр СИ № 41681-09);

-    автоматизированные рабочие места.

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 СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.03М, 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.

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 в течение интервала времени 30 минут. По окончании этого интервала времени накопленное количество импульсов из каждого регистра переносится в долговременную энергонезависимую память с указанием времени измерений в шкале координированного времени UTC(SU).

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 ИВК-1. ИВК-1 осуществляет сбор результатов измерений с УСПД, их обработку, заключающуюся в умножении на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, хранение в базе данных сервера БД.

ИВКЭ осуществляют:

-    сбор, первичную обработку и хранение результатов измерений и служебной информации ИИК;

-    синхронизацию времени в счетчиках с использованием встроенных в УСПД GPS приемников меток точного времени.

В ИВК-1 осуществляется:

-    сбор данных с уровня ИВКЭ;

-    обработка данных, заключающаяся в умножении приращений электроэнергии на коэффициенты трансформации ТТ и ТН;

-    хранение полученных в результате обработки приращений электроэнергии в базе

данных;

-    визуальный просмотр результатов измерений из базы данных;

-    автоматическая передача результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в ИВК 2-го уровня с использованием межмашинного обмена, а так же в формате 80020, определенном разделом 4 Приложения № 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

На ИВК-2 осуществляется прием данных от ИВК-1, занесение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в базу данных, визуальный просмотр результатов из-

Лист № 3 Всего листов 13

мерений и данных о состоянии средств измерений из базы данных, автоматический обмен данными коммерческого учета электроэнергии со смежными субъектами оптового рынка электрической энергии и мощности, а также инфраструктурными организациями оптового рынка (в форматах 80020, 80030, 80040), в том числе:

-    ОАО «АТС»;

-    Филиал ОАО «СО ЕЭС» Новосибирское РДУ;

-    ОАО «ФСК ЕЭС»;

-    ОАО "Кузбассэнергосбыт";

-    ОАО "Алтайэнергосбыт";

-    ОАО "Петербургская сбытовая компания"

-    ОАО "Томскэнергосбыт";

-    ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ";

-    ОАО «СИБЭКО»

-    ОАО «Русгидро»;

-    ОАО «Мосэнергосбыт».

АИИС выполняет измерение времени в шкале UTC(SU) следующим образом. УСПД осуществляет прием и обработку сигналов точного времени в постоянном режиме с использованием встроенного приемника сигналов GPS. УСПД, в свою очередь, при опросе счетчиков осуществляет проверку поправки шкалы времени счетчиков. Если поправка часов счетчиков превышает ± 1 с относительно шкалы времени УСПД, последний осуществляет синхронизацию шкалы времени счетчиков, но не чаще 1 раза в сутки. На ПС «Чилино» и ТПС «Плотинная» в связи с отсутствием УСПД, синхронизацию шкалы времени счетчиков по GSM- каналу связи производит ИВК-1, который в свою очередь осуществляет прием и обработку сигналов точного времени в постоянном режиме от устройства синхронизации времени УСВ-2.

Информационные каналы связи в АИИС построены следующим образом:

-    посредством интерфейса RS-485 для передачи данных от ИИК ТИ на уровне ИВКЭ;

-    посредством волоконно-оптической линии связи (ВОЛС) в качестве основного и резервного канала связи для передачи данных от ИВКЭ в ИВК-1 на ПС «Восточная»;

-    посредством волоконно-оптической линии связи (ВОЛС) в качестве основного канала связи для передачи данных от ИВКЭ в ИВК-1 на ПС «Урожай» и ПС «Татарская»;

-    посредством радиоканала стандарта GSM/GPRS с использованием коммуникатора PGC02 в качестве основного канала связи для передачи данных от ИВКЭ в ИВК-1 на ПС «Чилино», ТПС «Плотинная», ПС «Верх-Аллак», ПС «Кочки», ПС «Столбово», ТПС «Валерино», ТПС «Зубково», ТПС «Колония», ТПС «Краснозерская», ПС «Падунская», ТПС «Районная», ТПС «Сузун», ТПС «Таскаево», ТПС «Торсьма», ТПС «Усть-Тальменка»;

-    посредством радиоканала с использованием спутникового радиомодема Qualcomm GSP1620 в качестве резервного канала связи для передачи данных от ИВКЭ в ИВК-1 на ПС «Верх-Аллак», ПС «Кочки», ПС «Столбово», ТПС «Валерино», ТПС «Зубково», ТПС «Колония», ТПС «Краснозерская», ПС «Падунская», ТПС «Районная», ТПС «Сузун», ТПС «Таскаево», ТПС «Торсьма», ТПС «Усть-Тальменка».

ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы

(ИК).

Контрольный доступ к АИИС со стороны внешних систем осуществляется по основному каналу связи, образованному аппаратурой локальной сети стандарта Ethernet. Перечень измерительных каналов АИИС приведен в таблице 1.

1 Трансформаторы напряжения типа НАМИ-10 класса точности 0,2 в рабочих условиях эксплуатации обеспечивают погрешности, соответствующие классу точности 0,5 по ГОСТ 1983

Лист № 4 всего листов 13

Лист № 5 всего листов 13

Лист № 6

всего пистпи 1 3

Лист № 7 всего листов 13

В ИВК-1 и ИВК-2 используется программное обеспечение «Энергосфера» из состава «Комплексы программно-технические измерительные ЭКОМ» (ПТК «ЭКОМ», Г. р. № 19542-05, разработка ООО "НПФ "Прософт-Е", г.Екатеринбург).

Метрологически значимая часть программного комплекса «Энергосфера» ИВК-1 и ИВК-2, ее идентификационные признаки приведены в таблицах

2 и 3.

Таблица 2. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО ИВК-1

Уровень защиты метрологически значимой части программного обеспечения ИВК-1 и ИВК-2 в соответствии с МИ 3286-2010 соответствует уровню «С». Составляющая погрешности, вносимая программным обеспечением, не превышает единицы младшего разряда результата измерений.

Технические характеристики

Количество измерительных каналов..........................................................................................40

Границы допускаемой основной относительной погрешности при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной и реактивной электрической энергии................................................приведены в таблице 4

Границы допускаемой относительной погрешности при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения ............................................................................................................... приведены в таблице 5

Пределы 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, ИВКЭ 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 !ном для ИК №№ 1 - 8, 9 - 11, 13 - 16, 19 - 29, 39, 40.................................от 2 до 120

ток, % от !ном для ИК №№ 7, 12, 17, 18, 30 - 38.........................................................от 5 до 120

напряжение, % от ином...............................................................................................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.

2 Рассчитаны по методике РД 153-34.0-11.209-99

Таблица 4. Границы допускаемой основной относительной погрешности при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной и реактивной электрической энергии

Таблица 5. Границы допускаемой относительной погрешности при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения_

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист документа СМИР.АУЭ.388.00 ФО. «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Новосибирскэнергосбыт». Формуляр».

Комплектность

Комплектность АИИС представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС

осуществляется в соответствии с документом СМИР.АУЭ.388.00 Д1 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Новосибирскэнергосбыт». Методика поверки», утвержденным 27.08.2014 г. ФГУП «СНИИМ».

Основное поверочное оборудование: миллитесламетр портативный ТП-2-2У, мультиметр цифровой АРРА-109 (Г. р. № 20085-11), вольтамперфазометр «ПАРМА ВАФ®-А» (Г. р. № 39937-08), прибор для измерения параметров однофазной электрической цепи «Вымпел» (Г. р. № 23070-05), переносной персональный компьютер с доступом в Интернет.

Поверка измерительных компонентов АИИС проводится в соответствии со следующими нормативными 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.03 в соответствии с документом ИЛГШ.411152.124РЭ1, утвержденным ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в сентябре 2004 г.;

-    счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с документом ИГЛШ.411152.145 РЭ1, согласованным с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 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 ОАО «Новосибирскэнергосбыт». Свидетельство об аттестации методики измерений № 207-01.00249-2014 от «25» августа 2014 г.

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

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

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

3.    10997.00.01.01ТП Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «РЭС». Технорабочий проект.

Рекомендации к применению

-    при осуществлении торговли.