Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии на объектах филиала ОАО "МРСК Сибири - "Алтайэнерго"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии на объектах филиала ОАО «МРСК Сибири - «Алтайэнерго» (далее АИИС) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, средней активной и реактивной электрической мощности, 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 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 - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ);

- 3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК).

ИИК ТИ состоит из:

- трансформаторов тока (ТТ);

- трансформаторов напряжения (ТН);

- счётчиков электроэнергии типов СЭТ-4ТМ.03М и СЭТ-4ТМ.02.

ИВКЭ включает в себя:

- устройство сбора и передачи данных (УСПД) типов СИКОН С10 и СИКОН С50.

ИВК состоит из:

- ИКМ-Пирамида,

- сервера баз данных,

Лист № 2 всего листов 8 - автоматизированных рабочих мест.

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 30-минутный 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. Результаты измерений электроэнергии за 30-минутный интервал передаются по цифровому интерфейсу RS-485 в УСПД.

УСПД один раз в 30 минут опрашивает счетчики электрической энергии и осуществляет сбор со счетчиков и хранение результатов измерений в собственной памяти. УСПД передает результаты измерений в ИВК.

ИКМ-Пирамида осуществляет сбор результатов измерений с УСПД, их обработку, заключающуюся в умножении на коэффициенты трансформации ТТ и ТН. Сервер баз данных осуществляет хранение в базе данных SQL результатов измерений. АРМ обеспечивают визуальный просмотр результатов измерений из базы данных и автоматическую передачу результатов измерений во внешние системы по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 1.0, в том числе в филиал ОАО «ФСК ЕЭС» - ЗСП МЭС, филиал ОАО «СО ЕЭС» Алтайское РДУ и другим заинтересованным организациям.

Связь между ИВКЭ и ИВК осуществляется по каналу передачи данных сотового оператора, образованному GSM-модемами Siemens М35.

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 телефонная линия общего доступа и модем AnCom.

ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК). Перечень измерительных каналов и состав ИИК ТИ и ИВКЭ приведен в таблице1.

АИИС выполняет измерение времени в шкале UTC(SU). Синхронизация шкалы времени УСПД и шкалы времени ИВК со шкалой времени UTC(SU) осуществляется с помощью устройств синхронизации времени УСВ-1. Часы УСПД синхронизируются с УСВ непрерывно. Синхронизация часов счетчиков происходит раз в сутки, при условии, что поправки часов счетчиков больше 1 с, но меньше 119 с.

Структура АИИС допускает изменение количества измерительных каналов с ИИК ТИ, аналогичными указанным в таблице 1, а также с ИИК ТИ отличными по составу от указанных в таблице 1, но совместимыми с компонентами ИК по электрическим, информационным и конструктивным параметрам.

Таблица 1 - Состав ИИК ТИ

Программное обеспечение

Программная часть ИВК представлена специализированным программным обеспечением «Пирамида 2000.Сервер».

Таблица 2 - идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения

Абсолютная погрешность измерения электрической энергии за счет математической обработки измерительной информации составляет ±1 единицу младшего разряда измеренного значения.

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

Технические характеристики

Максимальное количество измерительных каналов

Границы допускаемой относительной погрешности при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной и реактивной электрической энергии и активной и реактивной средней мощности в рабочих условиях применения ............приведены в таблице 3

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

Период измерений активной и реактивной средней электрической мощности и приращений электрической энергии, минут

Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут

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 45 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 ИК №2, 3, 4, 8, 9)...................................................................от 2 до 120%

ток, % от Ihom (для ИК №1, 5, 7)...........................................................................от 5 до 120%

напряжение, % от Uhom........................................................................................от 90 до 110%

коэффициент мощности, cos ф...............................................от 0,5 инд. через 1,0 до 0,5 емк.

Таблица 3. Границы допускаемой относительной погрешности измерений активной (3WA) и реактивной (3WP) энергии ИК АИИС в рабочих условиях применения для значений тока 2, 5, 20, 100% номинального и значений коэффициента мощности 0,5, 0,8, 0,865 и 1.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра ЕКМН.466453.048 ФО «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии на объектах филиала ОАО «МРСК Сибири - «Алтайэнерго» Формуляр»

Комплектность

Поверка

осуществляется по методике поверки ЕКМН.466453.048 Д1 «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии на объектах филиала ОАО «МРСК Сибири - «Алтайэнерго» Методика поверки», утвержденной ФГУП «СНИИМ» в июне 2011 г.

Лист № 7 всего листов 8

Основное поверочное оборудование: миллитесламетр портативный ТП-2-2У, мультиметр АРРА-109, вольтамперфазометр «Парма ВАФ-А», измеритель комплексных сопротивлений электрических цепей «Вымпел», часы «Электроника-65».

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

- измерительные трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217;

- измерительные трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216;

- счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2007 г.

- счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.02 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.087РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»

- УСПД СИКОН С10 - в соответствии с методикой поверки «Контроллеры индустриальные сетевые СИКОН С10. Методика поверки. ВЛСТ 180.00.000 И1», утвержденной ВНИИМС в 2003г.

- УСПД СИКОН С50 - в соответствии с методикой поверки «Контроллеры индустриальные сетевые СИКОН С10. Методика поверки. ВЛСТ 198.00.000 И1», утвержденной ВНИИМС в 2004г.

- Комплекс информационно-вычислительный «ИКМ-Пирамида» - в соответствии с методикой поверки «Комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки. ВЛСТ 230.00.000 И1», утвержденной ВНИИМС в 2005г.

- УСВ-1 - в соответствии с методикой поверки: «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденной ФГУП ВНИИФТРИ в декабре 2004г.

Сведения о методах измерений

Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии на объектах филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Алтайэнерго». Свидетельство об аттестации методики измерений №98-01.00249-2011 от 21 июня 2011 г.

Нормативные документы

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 30206-94 Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S и 0,5S)

5. ГОСТ 26035-83 Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия.

6. ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

7. ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Статические счетчики реактивной энергии.

8. ЕКМН.466453.048 «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии на объектах филиала ОАО «МРСК Сибири - «Алтайэнерго». Технорабочий проект»

Лист № 8

всего листов 8

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.