Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ МП "Нижегородское метро" (ст. Московская - ст. Горьковская)

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ МП «Нижегородское метро» (ст. Московская - ст. Горьковская) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения. Измерительные каналы (ИК) системы состоят из следующих уровней:

1-й уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 по ГОСТ 1983 и счетчики активной и реактивной электроэнергии, класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323 (в части активной электроэнергии) и 1,0 по ГОСТ Р 52425 (в части реактивной электроэнергии), установленных на энергообъектах МП «Нижегородское метро» (ст. Московская - ст. Горьковская).

2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-327 и аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи.

3-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя сервер базы данных, аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи, устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места (АРМ) операторов и специализированное программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».

Уровни ИВКЭ и ИВК объединены в один уровень, далее в тексте это уровень ИВК. АИИС КУЭ обеспечивает измерение следующих основных параметров энергопотребления: 1) активной (реактивной) энергии за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон, включая прием и отдачу энергии;

2) средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;

3) календарного времени и интервалов времени.

Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках и УСПД может храниться служебная информация: параметры качества электроэнергии в точке учета, регистрация различных событий, данные о корректировках параметров, данные о работоспособности устройств, перерывы питания и другая информация. Эта информация может по запросу пользователя передаваться на АРМ.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике с помощью измерительной микросхемы осуществляется выборка входных сигналов токов и напряжений по каждой фазе, используя встроенные аналогово-цифровые преобразователи, и выполняются различные вычисления для получения всех необходимых величин. С выходов измери-

тельной микросхемы на УСПД поступают интегрированные по времени сигналы активной и реактивной энергии.

УСПД осуществляет дальнейшую обработку полученной информации и накопление данных в энергонезависимой памяти; также микроконтроллер осуществляет управление отображением информации на ЖКИ, выводом данных по энергии на выходные импульсные устройства и обменом по цифровому интерфейсу.

Для передачи информации с цифровых выходов счетчиков (ИИК) на всех объектах в УСПД созданы каналы передачи информации (основной и резервный), организованные по интерфейсу RS-485 с последующим преобразованием в формат канала ВОЛС (счетчик -преобразователь - УСПД).

В УСПД осуществляется вычисление значений электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление, обработка (вычисление электропотребления за заданные периоды для заданных групп измерительных каналов) и передача на сервер баз данных по интерфейсу RS-232.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения точного времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД, сервера и имеет нормированную точность. Синхронизация часов в системе производится не реже одного раза в сутки, по сигналам от устройства синхронизации системного времени (УССВ) на основе GPS-приемника, подключенного к УСПД (RTU-327).

Для защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированных изменений (корректировок) предусмотрена аппаратная блокировка, пломбирование средств измерений и учета, кроссовых и клеммных коробок, а также многоуровневый доступ к текущим данным и параметрам настройки системы (электронные ключи, индивидуальные пароли, коды оператора и программные средства для защиты файлов и баз данных).

В системе обеспечена возможность автономного съема информации со счетчиков. Глубина хранения информации в системе не менее 35 суток. При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти. Предусмотрен самостоятельный старт УСПД после возобновления питания.

Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ, являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре средств измерений. Устройства связи, модемы различных типов, пульты оператора, средства вычислительной техники (персональные компьютеры) отнесены к вспомогательным техническим компонентам и выполняют только функции передачи и отображения данных, получаемых от основных технических компонентов.

Программное обеспечение

ПО «АльфаЦЕНТР» строится на базе центров сбора и обработки данных, которые объединяются в иерархические многоуровневые комплексы и служат для объединения технических и программных средств, позволяющих собирать данные коммерческого учета со счетчиков электрической энергии.

Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК системы при измерении измерения активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов и определяются классом применяемых электросчетчиков (кл. точности 0,5S) и измерительных трансформаторов тока и напряжения (кл. точности 0,2, 0,2S).

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерения активной и реактивной электроэнергии, в результате математической обработки измерительной информации в «АльфаЦЕНТР», составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.

Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в АИИС КУЭ, приведены в таблице 1.

Таблица 1

Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Таблица 2

Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК системы при измерении активной электрической энергии для рабочих условий эксплуатации, ёэ, %.

Таблица 3

Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК системы при измерении реактивной электрической энергии для рабочих условий эксплуатации, %

Таблица 4

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК системы при измерении средней получасовой мощности и энергии для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения получасовой мощности, на которых не производится корректировка времени ( ё р ), рассчитываются по следующей формуле (на основании считанных по цифровому интерфейсу показаний счетчика о средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импульсах):

KKe • 100%

1000PT

ср

, где

ёр     - пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней полу-

часовой мощности и энергии, в %;

ё э     -пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.3 измере-

ния электроэнергии, в %;

К     - масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации

трансформаторов тока и напряжения;

Кe      - внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, вы

раженному в Вт^ч);

Тср    - интервал усреднения мощности, выраженный в часах;

Р - величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале усреднения, выраженная в кВт.

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК системы при измерении средней мощности для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения мощности, на которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:

д   = ——— • 100%, где

р ■ корр ■   3600Тср

At   - величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в

секундах); Тср - величина интервала усреднения мощности (в часах).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульных листах эксплуатационной документации системы типографским способом.

Комплектность

Комплект поставки приведен в таблицах 5 и 6.

Таблица 5

RTU 327-E1-R2M2-M08; № 141907-09

Примечание: в процессе эксплуатации системы возможны замены отдельных измерительных компонентов без переоформления свидетельства об утверждении типа АИИС КУЭ: стандартизованных компонентов - измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов, класс точности которых должен быть не хуже класса точности первоначально указанных в таблице, а также УСПД - на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом, согласно МИ 2999-2011. Акт хранится совместно с описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 6

Поверка

осуществляется по документу АУВБ.411711.Н03.МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ МП «Нижегородское метро» (ст. Московская - ст. Горьковская). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в ноябре 2013 г.

Перечень основных средств поверки:

- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;

- средства поверки счетчиков электрической энергии Альфа А1800 в соответствии с методикой поверки ДЯИМ.411152.018 МП, согласованной с ГСИ СИ ФГУП ВНИИМС 25.05.2012 г;

- средства поверки УСПД в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки» ДЯИМ.466215.007.МП, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 году;

- радиочасы «МИР РЧ-01», принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). Пределы допускаемой погрешности привязки переднего фронта выходного импульса к шкале координированного времени UTC, ± 1мкс;

- Вольтамперфазометр «Парма ВАФ®-А(М)», Мультиметр «Ресурс - ПЭ». Диапазон измерений от 0 до10 А. Пределы основной относительное погрешности измерения тока ±1%. Границы относительной погрешности измерений полной мощности SS: при значении тока от 0,25 А до 7,5 А 6S= ± 0,5 % от измеренного значения; при значении тока от 0,05 А до 0,25 А 6S= ± 1 % от измеренного значения; при значении тока от 0,01 А до 0,05 А 6S= ± 4 % от измеренного значения;

- Термогигробарометр автоматизированный ТГБА-1. Диапазон измерений: температура от минус 60 до 50 °С, погрешность ± 0,2 °С; относительная влажность воздуха от 10 до 98 %, относительная погрешность ± 3 % при температуре от 0 до 50 °С, ± 5 % при температуре от минус 30 до 0 °С; атмосферное давление от 600 до 1080 гПА, относительная погрешность ± 0,3 гПА.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе: «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ МП «Нижегородское метро»   (ст. Московская - ст. Горьковская). Методика измерений»

АУВБ.411711.Н03.МИ.

Нормативные документы

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

2. ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

3. ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

4. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

5. ГОСТ Р 52323-2005 «Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S»;

6. ГОСТ Р 52425 -2005. Статические счетчики реактивной энергии.

Рекомендации к применению

осуществление торговли и товарообменных операций.