Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Черниговец

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Черниговец» (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 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 электроустановки (ИВКЭ);

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

ИИК ТИ включает в себя:

- трансформаторы тока (ТТ) и их вторичные цепи;

- трансформаторы напряжения (ТН) и их вторичные цепи;

- счётчик электроэнергии.

ИВКЭ включает в себя:

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

ИВК включает в себя:

- сервер баз данных (БД) на базе промышленного компьютера, с установленным программным комплексом «Энергосфера»;

- автоматизированные рабочие места (АРМ).

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, среднеквадратических значений тока и напряжения.

Вычисление активной мощности осуществляется путем интегрирования на временном интервале 20 мс мгновенных значений мощности.

Вычисление реактивной мощности осуществляется по среднеквадратическим значениям тока и напряжения, и активной мощности.

Вычисленные значения активной и реактивной мощности двух направлений преобразуются счетчиком в последовательности импульсов, частота следования импульсов в которых пропорциональна электрической мощности соответствующего вида и направления. Импульсы накапливаются в регистрах счетчика на интервале 30 минут, по окончании которого число импульсов сохраняется в энергонезависимой памяти с привязкой к времени в шкале UTC(SU).

Результаты измерений, хранящиеся в памяти счетчиков, по запросу, формируемому автоматически, передаются в УСПД «ЭКОМ-3000». УСПД также обеспечивают синхронизацию часов счетчиков со шкалой времени UTC(SU), ведут журналы событий, в которые записывается служебная информация, касающаяся изменения состояния УСПД, внештатные ситуации, а также обеспечивает информационное взаимодействие с сервером БД.

Сервер БД осуществляет сбор результатов измерений с УСПД, их обработку, заключающуюся в умножении на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, хранение в базе данных SQL и автоматическую передачу результатов измерений во внешние системы по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 1.0, в том числе в ОАО «АТС», филиал ОАО «МРСК Сибири» - «Кузбассэнерго - РЭС», филиал ОАО «СО ЕЭС» Кузбасское РДУ и другим заинтересованным лицам. На АРМ обеспечивается визуальный просмотр результатов измерений из базы данных.

Связь между ИИК ТИ и ИВКЭ осуществляется по витой паре проводов с использованием стандарта физического уровня для асинхронного интерфейса - RS-485.

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

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 технология GPRS сети мобильной радиосвязи посредством GSM/GPRS-модемов.

АИИС выполняет измерение времени в шкале UTC(SU). Синхронизация шкалы времени УСПД со шкалой времени UTC(SU) осуществляется с помощью GPS приемника, входящего в состав УСПД. Проверка поправки часов счетчиков производится каждый раз при их опросе. В случае если поправка часов счетчика по модулю превышает величину 1 с, то происходит синхронизация шкалы времени счетчика, но не реже чем 1 раз в сутки.

ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК и информационные каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК). Перечень ИК и измерительных компонентов, входящих в их состав приведен в таблице 1.

В АИИС допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками, не худшими, чем у перечисленных в таблице 1. Замена оформляется в порядке, установленном МИ 2999-2011.

Таблица 1 - Перечень ИК и измерительных компонентов в их составе

Программное обеспечение

В ИВК АИИС используется программное обеспечение «Энергосфера». Метрологически значимая часть программного комплекса «Энергосфера» и ее идентификацион -ные признаки приведены в таблице 2.

Серверная часть программного комплекса «Энергосфера» включает в себя базу данных «ЭКОМ», функционирующую под управлением системы управления базами данных MS SQL Server и обеспечивающую хранение результатов измерений, конфигурации АИИС и расчетных алгоритмов.

В качестве средства сбора данных используется программное обеспечение «Сервер опроса», обеспечивающее сбор результатов измерений и служебной информации, хранящейся в УСПД.

Клиентское программное обеспечение представлено программами «АРМ Энергосфера», обеспечивающей визуальное представление результатов измерений, и «Центр им-порта/экспорта», обеспечивающей автоматический прием и рассылку результатов измерений.

Служебные программы представлены программами «Редактор расчетных схем», обеспечивающей создание структуры объекта учета и редактирование ее параметров; «Консоль администратора», обеспечивающей выполнение задач администрирования базы данных «ЭКОМ».

Таблица 2 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО

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

Технические характеристики

Количество измерительных каналов ...........................................................................................5

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

Границы допускаемой основной относительной погреш

ности измерений активной электрической энергии.............................................................................приведены в таблице 4

Предел допускаемого значения поправки часов счетчи

ков электрической энергии относительно шкалы времени

UTC не более, с ...........................................................................................................................±

Период измерений приращений активной и реактивной 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 по

ступления 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 (I), % от 1ном для ИК № 1, 38, 39 ..........................................................................от 5 до 120

ток (I), % от 1ном для ИК № 36, 37 ...............................................................................от 2 до 120

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

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

Таблица 3 - Границы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС при измерении активной (SWA) и реактивной (SWP) энергии в рабочих условиях применения

Примечание - границы погрешностей рассчитаны по методике РД 153-34.0-11.209-99

Таблица 4 - Границы допускаемой основной относительной погрешности ИК АИИС при измерении активной (SWoA) энергии

Примечание - границы погрешностей рассчитаны по методике РД 153-34.0-11.209-99

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист документа 08.2013.001-АУФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Черниговец». Формуляр».

Комплектность

Комплектность АИИС представлена в таблице 5. Таблица 5 - Комплектность АИИС

Поверка

осуществляется по документу 014-30007-2013 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Черниговец». Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» в октябре 2013 г.

Основное поверочное оборудование: мультиметр АРРА-109, вольтамперфазометр «Парма ВАФ-А», измеритель комплексных сопротивлений электрических цепей «Вымпел», тайм-серверы NTP, входящие в состав эталонов времени и частоты ВНИИФТРИ.

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

- измерительные трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003;

- измерительные трансформаторы напряжения - в  соответствии  с

ГОСТ 8.216-2011;

- 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.

Лист № 7

Всего листов 7

- счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в сентябре 2004 г.

- УСПД «ЭКОМ-3000» - в соответствии с ПБКМ.421459.003 МП «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки», 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 (АИИС КУЭ) ЗАО «Черниговец» и системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Черниговец». Свидетельство об аттестации методики измерений №179-01.002492013 от 06.10.2013 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. 08.2013.001-АУ.ТРП Автоматизированная информационно - измерительная система коммерческого учета электроэнергии ОАО «Черниговец». Технорабочий проект.

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.