Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Алтай-Кокс"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Алтай-Кокс» (АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, средней активной и реактивной электрической мощности, измерения времени в координированной шкале времени UTC(SU).

Описание

АИИС КУЭ 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 календар

ному 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 изме

рений;

- 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 несанк

ционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств

АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- измерение времени.

АИИС КУЭ 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 включают в себя: трансформаторы тока (ТТ); трансформаторы напряжения (ТН); счётчики электроэнергии.

ИВКЭ состоят из устройств сбора и передачи данных (УСПД) МИР УСПД-01.

Состав ИИК ТИ и ИВКЭ приведен в таблице 1.

Аппаратная часть ИВК включает в себя IBM-совместимый компьютер (сервер АИИС КУЭ). Программная часть ИВК представлена программными комплексами, входящим в состав «Системы автоматизированные информационно-измерительные комплексного учета энергоресурсов «МИР» (Госреестр СИ №36357-07).

ТТ и ТН, входящие в состав ИИК ТИ, выполняют функции масштабного преобразования тока и напряжения.

Мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются счетчиками электрической энергии АИИС КУЭ 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(SU). Результаты измерений электроэнергии за 30-минутный интервал и журналы событий счетчиков передаются в УСПД.

УСПД осуществляет: пересчет из количества импульсов, накопленных в регистрах счетчиков, в именованные величины с учетом «постоянной» счетчиков; сбор, хранение и передачу в сервер АИИС КУЭ результатов измерений и журналов событий счетчиков; синхронизацию собственных часов по часам сервера АИИС КУЭ; синхронизацию часов счетчиков по собственным часам; ведение журналов событий, в которые записывается служебная информация, касающаяся изменения состояния УСПД и внештатные ситуации.

Сервер АИИС КУЭ осуществляет сбор результатов измерений с УСПД и перемножение на коэффициенты трансформации накопленных приращений электроэнергии. Сервер АИИС КУЭ обеспечивает хранение результатов измерений и журналов событий в базе данных SQL и передачу результатов измерений во внешние системы, в том числе в ОАО «АТС», ОАО «Алтайэнерго», Алтайского РДУ, филиал ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС», и другим заинтересованным лицам.

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 счетчиками и УСПД осуществляется по проводному интерфейсу RS-485. УСПД обменивается информацией с сервером АИИС КУЭ по следующим каналам связи: по сети сотовой связи с использованием терминалов Siemens MC-35, через спутниковую связь с использованием терминалов GSP 1620, по радиоканалу с использованием радиомодемов Integra TR, по проводному интерфейсу RS-232.

Связь между ИВК и внешними по отношению к АИИС КУЭ 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 сеть общего пользования.

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

АИИС КУЭ выполняет измерение времени в шкале UTC(SU). Синхронизация шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени UTC(SU) осуществляется непрерывно с использованием радиочасов МИР РЧ-01 (Госреестр СИ №27008-04), принимающих сигналы GPS. Синхронизация шкалы времени УСПД со шкалой времени сервера АИИС КУЭ осуществляется при расхождении времени ±1 с. Для УСПД по радиоканалу или RS-232 сличение происходит каждые 10 мин. Для остальных УСПД не реже 1 раза в сутки. Синхронизация шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД в происходит раз в сутки, при условии, что поправки часов счетчиков больше 1 с, но меньше 119 с.

Таблица 1 - Перечень измерительных компонентов ИИК ТИ и ИВКЭ АИИС

Программное обеспечение

Программное обеспечение ИВК представлено программным комплексом «Учет энергоресурсов» и «Центр синхронизации времени», входящими в состав «Системы автоматизированной информационно-измерительной комплексного учета энергоресурсов «МИР». Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения приведены в таблице 2.

Таблица 2. Состав программного обеспечения ИВК АИИС и идентификационные данные компонентов, подлежащих метрологическому контролю

Программное обеспечение имеет уровень защиты «С» от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010.

Составляющая погрешности из-за влияния программного обеспечения не превышает единицы младшего разряда результата измерения.

Технические характеристики

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

Ведение журналов событий ИВК, ИВКЭ и ИИК ТИ............................................ автоматическое

Рабочие условия применения компонентов АИИС:.......................................................................

- температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов, °С..........................................................................................от минус 40 до 70;

- температура окружающего воздуха для счетчиков ИК №№ 1-6, 22-32 , °С..............от 0 до 40;

- температура окружающего воздуха - для счетчиков ИК №№ 7 - 21 , °С от минус 40 до 40;

- температура окружающего воздуха для оборудования ИВКЭ и ИВК, °С.................от 5 до 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 (ИК №№ 1 - 6).......................................................................................от 2 до 120;

- ток, % от 1ном (ИК №№ 7-32).......................................................................................от 5 до 120;

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

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

- коэффициент реактивной мощности, sin ф...............................................0,5 инд. - 1,0 - 0,8емк.

Средняя наработка на отказ, часов ........................................................................ не менее 30 000

Коэффициент готовности........................................................................................... не менее 0,97

Таблица 3. Границы допускаемой относительной погрешности измерений активной (dW) и реактивной (SWP) энергии ИК АИИС в рабочих условиях применения для значений тока 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 Формуляра 51648151.411711.006.ФО. Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ОАО «Алтай-Кокс».

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ в соответствии с таблицей 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу 51648151.411711.006.Д1. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Алтай-Кокс». Методика поверки, утвержденному ФГУП «СНИИМ» в августе 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 КУЭ 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.03 - в соответствии с методикой поверки

ИЛГШ.411152.124РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в сентябре 2004г.;

- устройства сбора и передачи данных МИР УСПД-01 - в соответствии с методикой по

верки, изложенной в руководстве по эксплуатации М02.109.00.000 РЭ;

- радиочасы МИР РЧ-01 - в соответствии с методикой поверки, изложенной в руково

дстве по эксплуатации М01.063.00.000, согласованной с ФГУП «ВНИИФТРИ» в марте 2004г.

- Система автоматизированная информационно-измерительная комплексного учета

энергоресурсов «МИР» в соответствии с документом «Системы автоматизированные информационно-измерительные комплексного учета энергоресурсов «МИР» (АИИС КУЭ МИР). Измерительные каналы. Методика поверки» 51648151.411711.018.И5, согласованным с ФГУП «ВНИИМС» в сентябре 2007 года.

Сведения о методах измерений

Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Алтай-Кокс». Свидетельство об аттестации методики измерений №102-01.00249-2010 от 29 августа 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. 51648151.411711.006. Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ОАО «Алтай-Кокс». Технорабочий проект

9.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.