Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Электрические Сети» г. Киселевск 3-я очередь (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 результатов измерений в организации - участники оптового рынка электроэнергии;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данным 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 двухуровневую структуру:
- 1-й уровень - информационно-измерительные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);
- 2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) с функцией сбора информации от ИИК ТИ.
ИИК ТИ включают в себя:
- трансформаторы тока (ТТ) и их вторичные цепи;
- трансформаторами напряжения (ТН) и их вторичные цепи;
- счётчики электроэнергии.
ИВК выполнен на базе аппаратно-программного комплекса (АПК) системы учета и контроля электроэнергии автоматизированного «ES-Энергия» (Г. р. № 22466-02) и включает в себя:
- сервер БД на базе промышленного компьютера HP ProLiant DL380R04;
- сервер сбора данных на базе промышленного компьютера ROBO-2000-2473;
- переключатель KVMA («клавиатура/ мышь/монитор») типа LKM-9268A;
- модуль коррекции времени типа ЭНКС-2.01.00;
- автоматизированные рабочие места АРМ (ПЭВМ с установленным ПО «ES-Энергия» EnergyClient, подключенные к локальной сети Ethernet к серверу БД).
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. 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 сервер БД. Сервер БД осуществляет сбор результатов измерений с УСПД, их обработку, заключающуюся в умножении на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, хранение в БД АИИС.
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, в том числе в:
- ПАК ОАО «АТС»;
- ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» (Кузбасское РДУ);
- ОАО «Кузбассэнерго»;
- ООО «Энергосбытовая компания «Энергосервис».
Связь между ИИК ТИ и ПТК осуществляется по каналу мобильной связи стандарта GSM посредством GSM модемов Wavecom Fastrack M1306B-ON и преобразователей интерфейсов RS-232/RS-485/RS-422 ADAM-4520.
Связь между УСПД и сервером БД осуществляется по локальной вычислительной сети Ethernet.
Передача данных от сервера БД во внешние по отношению к АИИС системы осуществляется по глобальной сети передачи данных Интернет.
ИИК ТИ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК). Перечень измерительных компонентов в составе ИК АИИС приведен в таблице 1.
АИИС выполняет измерение времени в шкале UTC (SU). Синхронизация шкалы времени счетчиков электрической энергии ИИК ТИ с координированной шкалой времени осуществляется модулями коррекции времени ЭНКС-2.01.00 на основе GPS-приемников, установленными на каждой подстанции . Все счетчики электрической энергии ИИК ТИ, установленные на одной подстанции, связаны друг с другом и с модулем коррекции времени посредством интерфейса RS-485.
Коррекция часов счетчика производится не чаще 1 раза в сутки на величину не более 119 с.
Таблица 1 - Перечень измерительных компонентов в составе ИК АИИС
| № ИК | Наименование ИК | Трансформаторы тока | Трансформаторы напряжения | Счетчики электроэнергии |
| Тип, № Г. р. | КТр | Кл. т. | Тип, № Г. р. | Ктр | Кл. т. | Тип, № Г. р. | Кл. т. акт./реакт |
| 119 | ПС №19 "Краснокаменская" 110/35/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. ф. 10-11-Г | ТОЛ Г. р. № 47959-11 | 400/5 | 0,5 | НАМИ-10 Г. р.№ 11094-87 | 10000/100 | 0,2 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Г. р. № 36697-08 | 0,5S/1 |
| 120 | ПС №19 "Краснокаменская" 110/35/10 кВ, ЗРУ-10 кВ, яч. ф. 10-25-Г | ТОЛ Г. р. № 47959-11 | 400/5 | 0,5 | НАМИ-10 Г. р.№ 11094-87 | 10000/100 | 0,2 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Г. р. № 36697-08 | 0,5S/1 |
| 121 | ПС №7 35/6 кВ "Шахта Новая", ЗРУ-6 кВ, ячейка фидера № 11 | ТПФМ-10 Г. р. № 814-53 | 150/5 | 0,5 | НТМИ-6-66 Г. р. № 2611-70 | 6000/100 | 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Г. р. № 36697-08 | 0,5S/1 |
| 122 | ПС №7 35/6 кВ "Шахта Новая", ЗРУ 6 кВ, ячейка фидера № 16 | ТПЛМ-10 Г. р. № 2363-68 | 200/5 | 0,5 | НТМИ-6-66 Г. р. № 2611-70 | 6000/100 | 0,5 | СЭТ-4ТМ.02.2 Г. р. № 20175-01 | 0,2S/0,5 |
| Примечание - В соответствии с описанием типа трансформаторов напряжения типа НАМИ-10, в рабочих условиях применения (мощность на выводах основных вторичных обмоток АВ и ВС в диапазоне от 50 до 100 1ТА, обмотки СА в диапазоне от 0 до 30 В •А, температура в диапазоне от минус 60 оС до 55 оС, напряжение сети в диапазоне от 0,5 ином до 1,2 ином) трансформаторы имеют метрологические характеристики, соответствующие классу точности 0,5. |
Лист № 3
всего листов 8
Программное обеспечение
В ИВК АИИС используется программное обеспечение из состава АПК «ES-Энергия» Метрологически значимая часть программного комплекса и ее идентификационные признаки приведены в таблице 2.
Таблица 2. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО
| Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификацио нный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Другие идентиф икационные данные | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ESAccount.exe | _ | 8e3fe5153066ff8cd 5d232dbd20cb0fd | «ES-Учет» (клиентская часть программного комплекса АИИС КУЭ «ES-Энергия») | MD5 |
| EnergyClient.exe | _ | e5d9e7df505e3e62 534c0fe1d301d346 | Модуль формирования XML-файла и отображения | MD5 |
| ES_Meter.exe | _ | cfd18be3b36b92b3 a2606acf24e4464f | Модуль сбора информации с ИИК ТИ | MD5 |
Уровень защиты метрологически значимой части программного обеспечения в соответствии с МИ 3286-2010 соответствует уровню «С».
Технические характеристики
Количество измерительных каналов ..........................................................................................4;
Границы основной допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности Р=0,951...............................................приведены в таблице 3;
Границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности Р=0,95 в рабочих условиях применения ..............................................................................приведены в таблице 4;
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 всех ИК........................................................................от 5 до 120;
- напряжение, % от ином.............................................................................от 90 до 110;
- коэффициент мощности (cos ф) ...........................................0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.;
- коэффициент реактивной мощности (sin ф)..........................0,5 инд. - 1,0 - 0,5 емк.
Таблица 3 - Границы основной допускаемой относительной погрешности измерений активной и реактивной энергии
| I, % от 1ном | Коэффициент мощности | ИК № 119, 120, 121 | ИК №№ 122 |
| SwoA, % | SwoP, % | SwoA, % | SwoP, % |
| 5 | 0,5 | ± 5,5 | ± 3 | ± 5,4 | ± 2,6 |
| 5 | 0,8 | ± 3 | ± 4,6 | ± 2,9 | ± 4,4 |
| 5 | 0,865 | ± 2,7 | ± 5,6 | ± 2,5 | ± 5,4 |
| 5 | 1 | ± 1,8 | _ | ± 1,8 | _ |
| 20 | 0,5 | ± 3,1 | ± 1,8 | ± 2,9 | ± 1,5 |
| 20 | 0,8 | ± 1,7 | ± 2,6 | ± 1,6 | ± 2,4 |
| 20 | 0,865 | ± 1,5 | ± 3,1 | ± 1,4 | ± 3 |
| 20 | 1 | ± 1,2 | _ | ± 1,1 | _ |
| от 100 до 120 | 0,5 | ± 2,4 | ± 1,5 | ± 2,2 | ± 1,2 |
| от 100 до 120 | 0,8 | ± 1,4 | ± 2,1 | ± 1,2 | ± 1,8 |
| от 100 до 120 | 0,865 | ± 1,2 | ± 2,4 | ± 1,1 | ± 2,2 |
| от 100 до 120 | 1 | ± 1 | _ | ± 0,9 | _ |
Таблица 4 - Границы допускаемой относительной погрешности измерений активной и реактивной энергии в рабочих условиях применения________________________________
| I, % от 1ном | Коэффициент мощности | ИК № 119, 120, 121 | ИК №№ 122 |
| SWA, % | SwP, % | SWA, % | SwP, % |
| 5 | 0,5 | ± 5,7 | ± 4 | ± 5,4 | ± 2,7 |
| 5 | 0,8 | ± 3,4 | ± 5,3 | ± 2,9 | ± 4,5 |
| 5 | 0,865 | ± 3,1 | ± 6,2 | ± 2,6 | ± 5,6 |
| 5 | 1 | ± 2,1 | _ | ± 1,8 | _ |
| 20 | 0,5 | ± 3,4 | ± 3,2 | ± 3 | ± 1,6 |
| 20 | 0,8 | ± 2,2 | ± 3,7 | ± 1,7 | ± 2,5 |
| 20 | 0,865 | ± 2,1 | ± 4,1 | ± 1,5 | ± 3 |
| 20 | 1 | ± 1,5 | _ | ± 1,1 | _ |
| от 100 до 120 | 0,5 | ± 2,8 | ± 3,1 | ± 2,2 | ± 1,3 |
| от 100 до 120 | 0,8 | ± 2 | ± 3,4 | ± 1,3 | ± 1,9 |
| от 100 до 120 | 0,865 | ± 1,9 | ± 3,6 | ± 1,2 | ± 2,3 |
| от 100 до 120 | 1 | ± 1,4 | _ | ± 0,9 | _ |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист документа «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Электрические Сети» г. Киселевск 3-я очередь. Паспорт - формуляр».
Комплектность
Комплектность АИИС представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС
| Наименование | Тип, модификация | Количество, шт |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10-I | 4 |
| Трансформатор тока | ТПФМ-10 | 2 |
| Трансформатор тока | ТПЛМ-10 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 2 |
| Счетчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ.03М | 3 |
| Счетчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ.02.2 | 1 |
| Сервер БД | HP ProLiant DL380R04 | 1 |
| Сервер сбора данных | ROBO-2000-2473 | 1 |
| Преобразователь сигналов интерфейса RS-422/485/RS-232 | ЭНКС-2.11.8 | 2 |
| Модуль коррекции времени | ЭНКС-2.01.0 | 3 |
| Переключатель KVMA («клавиатура/ мышь/монитор») | LKM-9268A | 1 |
| Модем GSM | Wavecom Fastrack M1306B-ON | 3 |
| Преобразователь Ethernet/RS-232 | MOXA DE-304 | 1 |
| Преобразователь RS-232/RS-485/RS-422 | ADAM-4520 | 1 |
| Концентратор Ethernet | 3Com OfficeConnect Switch 5 | 1 |
| АРМ | _ | 1 |
| Документация |
| Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Электрические Сети» г. Киселевск 3-я очередь. Паспорт - формуляр | _ | 1 |
| Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Электрические Сети» г. Киселевск 3-я очередь. Методика поверки | 017-30007-2013 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу 017-30007-2013 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Электрические Сети» г. Киселевск 3-я очередь. Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» «29» ноября 2013 г.
Основное поверочное оборудование: миллитесламетр портативный ТП2-2У (Г. р. № 16373-08), мультиметр АРРА-109 (Г. р. № 20085-11), клещи токовые АТК-1001 (Г. р. № 43841-10), измеритель комплексных сопротивлений электрических цепей «Вымпел» (Г. р. № 23070-05), тайм-серверы ФГУП «ВНИИФТРИ» из состава средств передачи эталонных сигналов времени и частоты ГСВЧ (поправка системных часов операционной системы компьютеров, осуществляющих прием сигналов точного времени по сетевому протоколу NTP составляет величину не более ± 10 мс).
Поверка измерительных компонентов АИИС проводится в соответствии со следующими нормативными и техническими документами по поверке:
- измерительных трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003;
- измерительных трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом ИГЛШ.411152.145РЭ1, являющимся приложением к руководству по эксплуатации ИГЛШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
- счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.02 - в соответствии с документом «Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации ИГЛШ.411152.087РЭ1», раздел «Методика поверки». Методика поверки согласована ГЦИ СИ Нижегородского ЦСМ;
- АПК «ES-Энергия» - в соответствии с документом «Система учета и контроля электроэнергии автоматизированная «ES-Энергия». Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Менделеева» 04.12.2001 г.
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Электрические Сети» г. Киселевск 3-я очередь. Свидетельство об аттестации методики измерений № 189-01.00249-2013 от «29» ноября 2013 г.
Нормативные документы
1. ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения;
2. ГОСТ 7746-2001 Межгосударственный стандарт. Трансформаторы тока. Общие технические условия;
3. ГОСТ 1983-2001 Межгосударственный стандарт. Трансформаторы
напряжения. Общие технические условия;
4. ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S;
5. ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии;
6. Дополнение 5 к Технорабочему проекту (1406/05-00) АИИС.1312ПО/0713-ТРП (ООО «ПО Энергоресурс») «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ОАО «Электрические сети» г. Киселевск.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
