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

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 четырехуровневую структуру:

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

- 2-й уровень - измерительно-вычислительные комплексы электроустановок (ИВКЭ);

- 3-й уровень - ИВК 1-го уровня;

- 4-й уровень - ИВК 2-го уровня;

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) «СИКОН С-10» (Госреестр СИ № 21741-03);

ИВК состоит из ИВК 1-го и 2-го уровней, пространственно разнесенных друг от друга. ИВК 1-го уровня включает в себя:

- комплекс информационно-вычислительный «ИКМ-Пирамида» (Г. р. № 29484-05) на базе промышленного компьютера iROBO;

- сервер баз данных на базе промышленного компьютера HP Proliant DL;

- устройство синхронизации времени УСВ-2 (Г. р. № 41681-10);

- автоматизированные рабочие места.

И ВК 2-го уровня включает в себя:

- комплекс информационно-вычислительный «ИКМ-Пирамида» (Г. р. № 29484-05) на базе промышленного компьютера iROBO;

- сервер баз данных на базе промышленного компьютера HP Proliant DL;

- 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 МТ, 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-го уровня. ИВК 1-го уровня 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. В качестве устройства сбора и передачи данных (УСПД) ИВКЭ используется контроллер «СИКОН С-10» (Госреестр № 21741-03). В состав АИИС КУЭ входит 17 ИВКЭ, объединяющих 38 ИИК ТИ, всех подстанций, кроме ПС «Плотинная». Счетчики ПС «Плотинная» опрашиваются непосредственно с ИВК 1-го уровня посредством контроллера СИКОН ТС-65.

В ИВК 1-го уровня 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;

- синхронизация времени УСПД ИВКЭ (контроллеров СИКОН С-10);

- 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 уровне ИВК 2-го уровня осуществляется прием данных из ИВК 1-го уровня, занесение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в базу данных, визуальный просмотр результатов измерений 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 "Омскэнергосбыт";

- ОАО "Томскэнергосбыт";

- ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ";

- ОАО «СИБЭКО»

- ОАО «Русгидро»;

- ОАО «Мосэнергосбыт».

АИИС выполняет измерение времени в шкале UTC следующим образом. ИВК 1-го уровня выполняет измерение времени, используя устройство синхронизации времени УСВ-2, входящее в его состав и обеспечивающее прием и обработку сигналов системы GPS в постоянном режиме по протоколу NTP. Далее, шкала времени передается на уровень ИВКЭ. Коррекция времени УСПД осуществляется один раз в 30 минут по условию, если поправка часов УСПД превышает ± 1 с относительно шкалы времени ИВК 1-го уровня. УСПД, в свою очередь, при опросе счетчиков осуществляет проверку поправки шкалы времени счетчиков. И, если поправка часов счетчиков превышает ± 1 с относительно шкалы времени УСПД, последний осуществляет синхронизацию шкалы времени счетчиков, но не чаще 1 раза в сутки.

Для ИИК ТИ ПС «Плотинная», передающих данные непосредственно в ИВК 1-го уровня, передача шкалы времени осуществляется непосредственно от ИВК 1-го уровня через контроллер «СИКОН ТС-65».

Информационные каналы связи в АИИС построены следующим образом:

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

- посредством выделенной линии связи (основной канал) с использованием аппаратуры ВЧ-связи серии ETL500 для передачи данных от ИВКЭ в ИВК 1-го уровня;

- посредством радиоканала стандарта GSM (резервный канал) с использованием контроллера Сикон ТС-65 для передачи данных от ИВКЭ в ИВК 1-го уровня;

- Все ИВКЭ соединены с ИВК 1-го уровня коммутируемым каналом спутниковой связи (резервный канал).

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 и резервному каналу связи по коммутируемой телефонной линии посредством модема AnCom.

Состав измерительных каналов АИИС приведен в таблице 1.

Таблица 1 - Перечень и состав ИК АИИС

Лист № 4

всего листов 15

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 № 5

всего листов 15

Лист № 6

всего листов 15

Лист № 7

всего листов 15

Примечание. 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.

Программное обеспечение

В ИВК 1-го уровня и ИВК 2-го уровня используется программное обеспечение «Пирамида 2000» из состава «Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида» (разработка ЗАО Инженерно-техническая фирма «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ»). В состав программного обеспечения ПО «Пирамида 2000» ИВК 1-го уровня и ИВК 2-го уровня входят следующие программные модули:

- «Оперативный сбор 2000» (программа, оперативно собирающая и отображающая данные об энергопотреблении);

- «Автоматизированный сбор 2000» (программа, позволяющая производить автоматическую обработку и запуск сценариев сбора данных, подготовленных самим пользователем или с помощью «Редактора сценариев»);

- «Редактор сценариев» (программа для написания и редактирования сценариев сбора данных);

- «Создание Ведомостей» (программа для создания шаблонов ведомостей (отчетов));

- «Работа с Ведомостями» (программа для получения конечных отчетных форм);

- «Диспетчер 2000» (программа для диспетчерского контроля энергии и мощности на возможное превышение),

а также, служебные приложения:

- «Администратор» (модуль, конфигурирующий доступ к СБД);

- «Конфигуратор» (для конфигурирования пакета «Пирамида 2000» в целом).

Метрологически значимая часть программного комплекса «Пирамида» ИВК 1-го уровня и ИВК 2-го уровня, состоящая из набора библиотек ядра «Пирамида 2000», ее идентификационные признаки приведены в таблицах 2 и 3.

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

Таблица 2. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО ИВК 2-го уровня

Уровень защиты метрологически значимой части программного обеспечения ИВК 1-го уровня и ИВК 2-го уровня 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=0,951 при измерении активной и реактивной электрической энергии ..................................................... приведены в таблице 3

Границы допускаемой относительной погрешности при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной и реактив

ной электрической энергии в рабочих условиях применения ........... приведены в таблице 4

Предел допускаемого значения поправки часов счетчиков элек

трической 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 ре

зультатов 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 №№ 8 - 10, 14 - 16, 19, 20, 22 - 29, 39, 40.......................... от 2 до 120

ток, % от 1ном для ИК №№ 1 - 7, 11 - 13, 17, 18, 21, 30 - 38................................... от 5 до 120

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

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

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

Таблица 3. Границы допускаемой основной относительной погрешности при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной и реактивной электрической энергии

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

Лист № 11

всего листов 15

Лист № 12

всего листов 15

Знак утверждения типа

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

Поверка

осуществляется в соответствии с документом СМИР.АУЭ.388.00 Д1. «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Новосибирскэнергосбыт». Методика поверки», утвержденным 01.10.2012 г. ФГУП «СНИИМ».

Основное поверочное оборудование: миллитесламетр портативный ТП-2-2У, мультиметр АРРА-109, клещи токовые АТК-2001, измеритель комплексный сопротивлений электрических цепей «Вымпел», ноутбук с доступом в Интернет.

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, являющимся приложением к руководству по эксплуатации ИГЛШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

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

- Контроллер «СИКОН С10» - в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С10. Методика поверки. ВЛСТ 180. 00. 000 И1», утвержденной ВНИИМС в 2003 г.;

- Устройство синхронизации времени УСВ-2 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.001И1», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 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 № 140-01.00249-2012 от «24» сентября 2012 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 Р 52323-05 Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S;

5. ГОСТ Р 52425-05 Статические счетчики реактивной энергии;

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

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

8. СМИР.АУЭ.388.00 ТП. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Новосибирскэнергосбыт». Технорабочий проект.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.