Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Арсеньевэлектросервис"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Арсеньевэлектросервис» (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 во внешние системы результатов измерений;

- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС;

- измерение времени.

АИИС имеет двухуровневую 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).

ИИК ТИ включают в себя:

- трансформаторы тока (ТТ) и их вторичные цепи;

- трансформаторами напряжения (ТН) и их вторичные цепи;

- счётчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 (Г. р. № 27524-04).

Уровень ИВКЭ включает в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) «Альтаир» (Госреестр СИ №47777-11) на базе промышленного компьютера ARK-3381;

В качестве ИВК АИИС используется комплекс программно-технического «Альтаир» (далее ПТК «Альтаир», Г. р. №47775-11) в следующем составе:

- промышленный компьютер ETegro Hyperion ES360 G2 (база данных и сервер опроса АИИС);

- промышленный компьютер ETegro Hyperion ES360 G2 (холодный резерв ИВК);

- модуль синхронизации времени Trimble Acutime 2000 Synchronization Kit;

- 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. Мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются счетчика

ми 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 ИВК. ИВК осуществляет сбор результатов измерений с ИВКЭ, их обработку, заключающуюся в умножении на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, хранение в базе данных SQL.

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.

Связь между ИИК ТИ и УСПД ИВКЭ осуществляется по шинам интерфейса RS485.

Счетчики ИК №№ 39, 40 ПС «Варфоломеевка-П» опрашиваются УСПД ПС «Молодежная» или непосредственно c ИВК по радиоканалу стандарта GSM.

Связь между УСПД ИВКЭ и сервером ИВК осуществляется по двум основным и одному резервному каналам связи. Основные каналы связи между УСПД и ИВК:

- прямой радиоканал, организован посредством модема РМД400;

- радиоканал стандарта GSM, GSM-роутер Siemens ER75i.

Резервный канал связи между УСПД и ИВК - радиоканал стандарта GSM посредством модема Siemens MC35i Terminal.

Связь между ИВК и внешними по отношению к АИИС системами обеспечивается через глобальную сеть передачи данных Интернет посредством коммуникатора D-Link DES-1016D и ЛВС ОАО «Арсеньевэлектросервис».

Доступ к БД со стороны АРМ осуществляется по ЛВС ОАО «Арсеньевэлектросер-вис» через Web-интерфейс.

ИИК ТИ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК).

Перечень и состав ИК АИИС приведен в таблице 1.

АИИС КУЭ выполняет измерение времени в шкале UTC. Синхронизация часов сервера ИВК и УСПД со шкалой UTC производится от модуля синхронизации времени типа Trimble Acutime 2000 Synchronization Kit в постоянном режиме по протоколу NTP.

Передача шкалы времени от УСПД часам счетчиков электрической энергии осуществляется каждый раз по окончании 30-минутного интервала. УСПД вычисляет поправку часов счетчика, т. е. разницу между показаниями своих часов и часов счетчика. И, если поправка часов счетчика превышает ±1 с, УСПД дает команду на запуск процедуры синхронизации часов счетчика (но не более одного раза в сутки).

Таблица 1 - Перечень и состав ИК АИИС

Программное обеспечение

В ИВК АИИС используется программное обеспечение из состава комплекса программно-технического «Альтаир». Метрологически значимая часть программного комплекса «Альтаир» 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

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

Предел допускаемого значения поправки часов счетчиков электрической энергии относительно шкалы времени UTC 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 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 ИК №№10-15, 41-43........................................................от 5 до 120;

ток, % от 1ном для ИК №№1-9, 16-40...........................................................от 2 до 120;

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

коэффициент мощности cos ф...................................................0,5 инд. - 1,0 - 0,52 емк.;

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

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 измерительными каналами АИИС по электрическим, информационным и конструктивным параметрам.

Таблица 3. Границы допускаемой относительной погрешности измерений активной (dW) и реактивной (SWP) энергии ИК АИИС в рабочих условиях применения для значений тока 2, 5, 20, 100, 120 % номинального и значений коэффициента мощности 0,5, 0,8, 0,865 и 1.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист документа «ЗПТК.0801001.002.ЭД.ПС. Система автоматизированная информационно - измерительная учета электроэнергии ОАО «Арсеньевэлектросервис». Паспорт».

Комплектность

Комплектность АИИС представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС

Поверка

осуществляется по методике поверки ЗПТК.0801001.002Д1. "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Арсенье-вэлектросервис». Методика поверки", утвержденной ФГУП «СНИИМ» «23 ноября 2011 г. 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.03 - в соответствии с документом ИГЛШ.411152.124 РЭ1;

- УСПД «Альтаир» - в соответствии с документом ЗПТК.421711.001 Д1 «Устройства сбора и передачи данных «Альтаир». Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «СНИИМ» 13 октября 2010г.

- ПТК «Альтаир» - в соответствии с документом ЗПТК.421711.002 Д1 «Комплекс программно-технический «Альтаир». Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» в декабре 2010 г.

Сведения о методах измерений

Метод измерений описан в руководстве по эксплуатации ЗПТК.0801001.002.ЭД.И3.

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. ЗПТК.0801001.002.ТП. Система автоматизированная информационно - измерительная учета электроэнергии ОАО «Арсеньевэлектросервис». Технорабочий проект.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.