Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Кузбасская энергосетевая компания» (ООО «КЭнК»), г. Юрга (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 КУЭ 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 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);
- трансформаторами напряжения (ТН);
— счётчики электроэнергии.
В качестве ИВК используется программно-технический комплекс (ПТК) «ЭКОМ» (Г.р. № 19542-05). Аппаратная часть ИВК включает в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) «ЭКОМ-3000» (Г.р. № 17049-09) с функцией измерения времени в шкале UTC и промышленный компьютер CLR Server N1450.
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 МТ85, 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.
Приращения активной (реактивной) электрической энергии вычисляются как интеграл по времени от значений активной (реактивной) мощности и далее сохраняются в регистрах долговременной пямяти.
ИВК осуществляет:
- опрос один раз в 30 минут счетчиков электрической энергии;
- сбор результатов измерений;
- обработку результатов измерений, заключающуюся в умножении полученных результатов на коэффициенты трансформации ТТ и ТН;
- хранение результатов измерений в базе данных.
На уровне ИВК обеспечивается визуальный просмотр результатов измерений из базы данных, формирование отчетов и передача результатов измерений во внешние системы по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 1.0, в том числе в:
- ПАК ОАО «АТС»;
- филиал ОАО «МРСК Сибири» - «Кузбассэнерго-РЭС»;
- филиал ОАО «СО ЕЭС» Кузбасское РДУ.
На подстанциях счетчики объединяются в группы по интерфейсу RS-485. Группа счетчиков подключается к каналообразующему оборудованию (преобразователи интерфейсов MOXA и CON1, GSM-модем Siemens TC-35i и радиомодем Motorolla) для дальнейшей передачи данных в УСПД «ЭКОМ-3000М», расположенный в серверной ОГЭ г.Юрга ООО «КЭнК». В качестве основного канала связи между ИИК и ИВК используется канал связи с использованием GSM-модема, в качестве резервного - радиоканал посредством радиомодема Motorolla.
Связь между ИВК и внешними по отношению к АИИС системами обеспечивается по основному и резервному каналам связи. В качестве основного канала связи используется глобальная сеть передачи данных Интернет, в качестве резервного канала связи используется служба GPRS сети мобильной радиосвязи посредством GSM-терминала Siemens TC65 Terminal.
ИИК ТИ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК).
АИИС выполняет измерение времени в шкале UTC. Синхронизация часов УСПД со шкалой UTC производится от встроенного в УСПД GPS-приемника в постоянном режиме. Передача шкалы времени от УСПД часам счетчиков электрической энергии осуществляется следующим образом: при опросе счетчика по окончании каждого 30-минутного интервала производится проверка поправки счетчиков относительно шкалы времени УСПД. УСПД вычисляет разницу между показаниями своих часов и часов счетчика, и, если поправка часов счетчика превышает ±2 с, производит коррекцию часов счетчика.
Таблица 1 - Перечень и состав ИК АИИС
| S £ | Диспетчерское наименование при- | Трансформаторы тока | Трансформаторы напряжения | счетчики электроэнергии | Тип, № Г. р. УСПД |
| Тип, № Госреестра | К-т тр-и | Кл. т. | Тип, № Госреестра | Коэф-т трансформации | Кл. т. | Тип, № Госреестра | Класс точн. при измерении электроэнергии |
| акт. | реакт. |
| 1 | ПС «Юргинская», ф.6-5-2 | ТПОЛ-10 Г. р. № 1261-59 | 600/5 | 0,5 | НТМИ-6 Г. р. № 831-53 | 6000/100 | 0,5 | МТ85 Г. р. № 27724-04 | 0,5S | 1 | ЭКОМ-3000, Г. р. № 17049-09 |
| 2 | ПС «Юргинская», ф.6-9-У | ТПЛ-10У3 Г. р. № 1276-59 | 400/5 | 0,5 | НТМИ-6 Г. р. № 831-53 | 6000/100 | 0,5 | МТ85 Г. р. № 27724-04 | 0,5S | 1 |
| 3 | ПС «Юргинская», ф.6-10-У | ТПЛ-10У3 Г. р. № 1276-59 | 300/5 | 0,5 | НТМИ-6 Г. р. № 831-53 | 6000/100 | 0,5 | МТ85 Г. р. № 27724-04 | 0,5S | 1 |
| 4 | ПС «Юргинская» , ф.6-12-5 | ТПЛ-10У3 Г. р. № 1276-59 | 600/5 | 0,5 | НТМИ-6 Г. р. № 831-53 | 6000/100 | 0,5 | МТ85 Г. р. № 27724-04 | 0,5S | 1 |
| 5 | ПС «Юргинская», ф.6-15-4 | ТПОЛ-10 Г. р. № 1261-59 | 600/5 | 0,5 | НТМИ-6 Г. р. № 831-53 | 6000/100 | 0,5 | МТ85 Г. р. № 27724-04 | 0,5S | 1 |
| 6 | ПС «Юргинская», ф.6-22-7 | ТПФМ-10 Г. р. № 814-53 | 400/5 | 0,5 | НТМИ-6 Г. р. № 831-53 | 6000/100 | 0,5 | МТ85 Г. р. № 27724-04 | 0,5S | 1 |
| 7 | ПС «Юргинская», ф.6-23-С | ТПЛМ-10 Г. р. № 2363-68 | 400/5 | 0,5 | НТМИ-6 Г. р. № 831-53 | 6000/100 | 0,5 | МТ85 Г. р. № 27724-04 | 0,5S | 1 |
| 8 | ПС «Юргинская», ф.6-25-6 | ТПОЛ-10 Г. р. № 1261-59 | 600/5 | 0,5 | НТМИ-6 Г. р. № 831-53 | 6000/100 | 0,5 | МТ85 Г. р. № 27724-04 | 0,5S | 1 |
| 9 | ПС «Юргинская», ф.6-27-1 | ТПОЛ-10 Г. р. № 1261-59 | 600/5 | 0,5 | НТМИ-6 Г. р. № 831-53 | 6000/100 | 0,5 | МТ85 Г. р. № 27724-04 | 0,5S | 1 |
| 10 | ПС «Западная», Ю-500-1 | ТВ-110-II Г. р. № 19720-00 | 400/5 | 0,5 | НКФ-110-57У1 Г. р. № 14205-94 | 11ПППП:^3 | 0,5 | МТ85 Г. р. № 27724-04 | 0,5S | 1 |
| 100: т/з |
| s £ | Диспетчерское наименование при- | Трансформаторы тока | Трансформаторы напряжения | счетчики электроэнергии | Тип, № Г. р. УСПД |
| Тип, № Госреестра | К-т тр-и | Кл. т. | Тип, № Госреестра | Коэф-т трансформации | Кл. т. | Тип, № Госреестра | Класс точн. при измерении электроэнергии |
| акт. | реакт. |
| 11 | соединения ПС «Западная», Ю-500-2 | ТВ-110-II Г. р. № 19720-00 | 750/5 | 0,5 | НКФ-110-57У1 Г. р. № 14205-94 | 110000:73 | 0,5 | МТ85 Г. р. № 27724-04 | 0,5S | 1 | ЭКОМ-3000, Г. р. № 17049-09 |
| 100:73 |
| 12 | ГПП, Ю-2 | ТВЭ-35УХЛ2 Г. р. № 13158-92 | 300/5 | 0,5 | ЗНОМ-35065 Г. р. № 912-70 | 35000: | 0,5 | МТ85 Г. р. № 27724-04 | 0,5S | 1 |
| 100: т/З |
| 13 | ГПП, Ю-3 | ТВЭ-35УХЛ2 Г. р. № 13158-92 | 300/5 | 0,5 | ЗНОМ-35065 Г. р. № 912-70 | 35000: х/З | 0,5 | МТ85 Г. р. № 27724-04 | 0,5S | 1 |
| 100: 7з |
| 14 | СП-1, ф.10-12-К | ТПЛ-10-М Г. р. № 22192-01 | 100/5 | 0,5 | ЗНОЛ.06 Г. р. № 3344-04 | 10000:73 | 0,5 | МТ85 Г. р. № 27724-04 | 0,5S | 1 |
| 100:73 |
Примечание. В АИИС допускается замена измерительных компонентов на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками, не худшими, чем приведенные в таблице 1. Замена измерительных компонентов оформляется в порядке, установленном МИ 2999-2011.
Программное обеспечение
В ИВК АИИС используется программное обеспечение «Энергосфера» (разработка ООО "Прософт-Системы", г. Екатеринбург). 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 Энергсфера», обеспечивающей визуальное представление результатов измерений, и «Центр импор-та/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».
Метрологически значимая часть ПО и ее идентификационные признаки приведены в таблице 2.
Таблица 2. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
| Программа «Сервер опроса» | pso.exe | 6.4.69.1954 | 31f6a8bc | CRC32 |
| Клиентская программа «АРМ Энергосфера» | controlage.exe | 6.4.131.1477 | c5ba4209 | CRC32 |
Уровень защиты метрологически значимой части программного обеспечения в соответствии с МИ 3286-2010 соответствует уровню «С».
Технические характеристики
Количество измерительных каналов .....................................................14.
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=0,951 при измерении активной и реактивной электрической энергии 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 допускаемой основной относительной погрешности ИК АИИС (измерения активной (8WA) и реактивной (8WP) энергии) для значений тока 5, 20, 100, 120 % номинального и значений коэффициента мощности 0,5, 0,8, 0,865 и 1. |
| I, % от Ihom | Коэффициент мощности | ИК №№ 1 - 14 |
| dwA, ± % | dwP, ± % |
| 5 | 0,5 | 5,5 | 2,9 |
| 5 | 0,8 | 3,0 | 4,6 |
| 5 | 0,865 | 2,7 | 5,7 |
| 5 | 1 | 1,8 | - |
| 20 | 0,5 | 3,0 | 1,8 |
| 20 | 0,8 | 1,7 | 2,6 |
| 20 | 0,865 | 1,5 | 3,1 |
| 20 | 1 | 1,2 | - |
| 100, 120 | 0,5 | 2,3 | 1,5 |
| 100, 120 | 0,8 | 1,4 | 2,1 |
| 100, 120 | 0,865 | 1,2 | 2,4 |
| 100, 120 | 1 | 0,99 | - |
Таблица 4. Границы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС (измерения активной (SWA) и реактивной (8WP) энергии) в рабочих условиях применения для значений тока 5, 20, 100 - 120 % от номинального и значений коэффициента мощности 0,5, 0,8, 0,865 и 1.
| I, % от Ihom | Коэффициент мощности | ИК №№ 1 - 14 |
| dwA, ± % | ^WP, ± % |
| 5 | 0,5 | 5,6 | 3,4 |
| 5 | 0,8 | 3,3 | 5,1 |
| 5 | 0,865 | 2,9 | 6,1 |
| 5 | 1 | 2,0 | - |
| 20 | 0,5 | 3,2 | 2,2 |
| 20 | 0,8 | 2,1 | 2,9 |
| 20 | 0,865 | 1,9 | 3,4 |
| 20 | 1 | 1,4 | - |
| 100, 120 | 0,5 | 2,6 | 2,0 |
| 100, 120 | 0,8 | 1,8 | 2,4 |
| 100, 120 | 0,865 | 1,7 | 2,7 |
| 100, 120 | 1 | 1,2 | - |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист документа НЭ.425210.043 ФО.
«Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Кузбасская энергосетевая компания» (ООО «КЭнК»), г. Юрга. Формуляр».
Комплектность
Комплектность АИИС представлена в таблице 5.
Таблица 5. Комплектность АИИС
| Наименование | Тип, модификация | Количество, шт. |
| Сервер БД | CLR Server N1450 | 1 |
| Автоматизированное рабочее место | _ | 3 |
| Счетчик электрической энергии однофазный | МТ85 | 14 |
| Трансформатор тока | ТВ-110-II | 6 |
| Трансформатор тока | ТВЭ-35УХЛ2 | 6 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10-М | 2 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10У3 | 6 |
| Трансформатор тока | ТПЛМ-10 | 2 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 8 |
| Трансформатор тока | ТПФМ-10 | 2 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06 | 3 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОМ-35О65 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110-57У1 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 2 |
| «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Кузбасская энергосетевая компания» (ООО «КЭнК»), г. Юрга. Методика поверки» | НЭ.425210.043 Д1 | 1 |
| «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Кузбасская энергосетевая компания» (ООО «КЭнК»), г. Юрга. Формуляр» | НЭ.425210.043 ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу НЭ.425210.043 Д1 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Кузбасская энергосетевая компания» (ООО «КЭнК»), г. Юрга. Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» «10» сентября 2012 г.
Основное поверочное оборудование: миллитесламетр портативный ТП-2-2У, мультиметр АРРА-109, клещи токовые АТК-1001, измеритель комплексных сопротивлений электрических цепей «Вымпел», ноутбук с выходом в Интернет.
Поверка измерительных компонентов АИИС проводится в соответствии со следующими нормативными документами по поверке:
- измерительные трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003
- измерительные трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88
- счетчики электрической энергии МТ85 - в соответствии с документом МИ 2158-91. «ГСИ. Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Методика поверки»;
- УСПД «ЭКОМ-3000М»- в соответствии с документом 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 ООО «Кузбасская энергосетевая компания» (ООО «КЭнК»), г. Юрга. Свидетельство об аттестации методики измерений № 139-01.00249-2012 от «15» 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. НЭ.425210.043 ФО. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Кузбасская энергосетевая компания» (ООО «КЭнК»), г. Юрга. Технорабочий проект.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
