Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО "СибирьЭнерго"

Назначение

Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электрической энергии ОАО «СибирьЭнерго», зав. №1 (далее АИИС) предназначена для измерения           активной и реактивной электрической энергии, средней активной и

реактивной электрической мощности и измерения времени в шкале времени UTC.

Область применения - коммерческий учет электрической энергии принимаемой в сети и отдаваемой из сетей ОАО «СибирьЭнерго» на оптовом рынке электрической энергии.

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 календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

- передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;

- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера 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 КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- измерение времени.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (TH) и счётчики электроэнергии, объединенные в информационно-измерительные комплексы измерений (ИИК ТИ).

2-й уровень - устройства сбора и передачи данных (УСПД), размещенные на отдельных трансформаторных подстанциях, образующие вместе со связующими компонентами информационно-вычислительные комплексы электроустановок (ИВКЭ).

3-й уровень - информационно-вычислительные комплексы предприятий электрических сетей (ИВК ПЭС), обеспечивающие сбор результатов измерений со счетчиков в пределах отдельного предприятия электрических сетей.

4-ый уровень - информационно-вычислительный комплекс АИИС (ИВК АИИС), обеспечивающий сбор результатов измерений, их хранение, работу системы единого времени, взаимодействие с внешними системами.

ТТ и TH, входящие в состав ИИК ТИ, выполняют функции масштабного преобразования тока и напряжения для каждого присоединения.

Мгновенные значения аналоговых сигналов 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.

Приращения активной (реактивной) электрической энергии вычисляются как интеграл по времени от значений активной (реактивной) мощности

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Счетчик электрической энергии по истечении каждого получасового интервала осуществляет привязку результатов измерения к времени в шкале UTC с учетом поясного времени.

Состав ИИК ТИ, входящих в состав АИИС, приведен в таблице 1.

ИВКЭ осуществляют сбор, первичную обработку и хранение результатов измерений и служебной информации ИИК. В качестве устройства сбора и передачи данных (УСПД) ИВКЭ используется контроллер «СИКОН С-10» (Госреестр № 21741-03). В состав АИИС КУЭ входит 17 ИВКЭ, объединяющих 35 ИИК ТИ, всех подстанций, кроме ПС «Плотинная». ИИК ТИ ПС «Плотинная» соединены непосредственно с ИВК АИИС посредством контроллера СИКОН ТС-65.

ИВКЭ подстанций (ПС) Татарского предприятия электрических сетей (ПЭС) (ПС «Колония», ПС «Татарская», ПС «Валерино»), Карасуксого ПЭС (ПС «Районная», ПС «Краснозерская», ПС «Зубково», ПС «Урожай») и Черепановского ПЭС (ПС «Усть-Тальменка», ПС «Сузун») осуществляют информационный обмен с информационновычислительными комплексами (ИВК) групп каналов соответствующих ПЭС. ИВК ПЭС оснащены информационно-вычислительными комплексами «ИКМ-Пирамида» (ИВК «ИКМ-Пирамида»). ИВК ПЭС осуществляют сбор результатов, хранение результатов измерений, передачу результатов измерений в ИВК АИИС, управление ИВКЭ подключенными к ним. ИВК ПЭС соединены основным и резервным каналами связи с локальной вычислительной сетью ОАО «СибирьЭнерго».

ИВКЭ ПС «Восточная», ПС «Кочки», ПС «Торсьма», ПС «Падунская», ПС «Таскаево», ПС «Чилино» соединены основным и резервным каналами связи с локальной вычислительной сетью ОАО «СибирьЭнерго» без использования ИВК ПЭС.

ИВКЭ ПС «Столбово», ПС «Верх-Аллак» соединены с ИВК АИИС посредством коммутируемых каналов спутниковой связи и каналом GPRS мобильной радиосвязи.

ИВК АИИС ОАО «СибирьЭнерго» построен на базе ИВК «ИКМ-Пирамида» и осуществляет сбор результатов измерений с ИВК ПЭС, подключенных к локальной сети ОАО «СибирьЭнерго»; ИВКЭ ПС «Восточная», ПС «Кочки», ПС «Торсьма», ПС «Падунская», ПС «Таскаево», ПС «Чилино»; с ИИК ТИ ПС «Плотинная». ИВК АИИС обеспечивает хранение результатов измерений, формирование выходных данных АИИС и передачу результатов измерений во внешние системы, в том числе в ОАО «СО ЕЭС», ОАО «АТС» в центры сбора и обработки информации смежных субъектов оптового рынка. ИВК АИИС выполняет функцию ведения шкалы времени. ИВК АИИС соединен с локальной вычислительной сетью ОАО «СибирьЭнерго» посредством интерфейса IEEE 802.1.

АИИС КУЭ выполняет измерение времени в шкале UTC следующим образом. ИВК АИИС выполняет измерение времени, используя устройство синхронизации времени УСВ-1 (Госреестр. № 28716-05), входящее в его состав и обеспечивающее прием и обработку сигналов системы GPS. Коррекция времени осуществляется по условию, если поправка часов измерительных компонентов (ИВК, УСПД и счетчиков) превышает ± 1 с относительно шкалы времени измерительного компонента, выполняющего синхронизацию, проверка этого условия осуществляется один раз в 30 минут для ИВК и УСПД, и один раз в сутки для счетчиков. Шкала времени передается часам счетчиков ИИК ТИ от часов устройства синхронизации времени, входящего в состав ИВК АИИС, следующим образом:

-Для ИК, не включающих ИВК ПЭС, передача шкалы времени осуществляется последовательно через часы ИВК АИИС и УСПД «СИКОН С-10» соответствующего ИВКЭ;

-Для ИК, включающих ИВК ПЭС, передача шкалы времени осуществляется последовательно через часы ИВК АИИС, ИВК ПЭС и УСПД «СИКОН С-10» соответствующего ИВКЭ;

-Для ИИК ТИ ПС «Плотинная», подключенных непосредственно к ИВК АИИС, передача шкалы времени осуществляется последовательно через часы ИВК АИИС и контроллера «СИКОН ТС-65».

Информационные каналы связи в АИИС построены следующим образом: ИИК ТИ соединяются с ИВКЭ посредством интерфейса RS-485; ИВКЭ, входящие в состав ПЭС соединяются с ИВК ПЭС посредством выделенной линии связи (основной канал); ИВКЭ, не подключенные к ИВК ПЭС, а также ИВК ПЭС соединяются с ИВК АИИС ОАО «СибирьЭнерго» посредством выделенной линии связи. Все ИВКЭ соединены с ИВК ОАО «СибирьЭнерго» коммутируемым каналом спутниковой связи (резервный канал).

ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК).

Контрольный доступ к АИИС со стороны внешних систем осуществляется по основному каналу связи, образованному аппаратурой локальной сети стандарта Ethernet, и резервным каналам связи: коммутируемому каналу спутниковой связи и коммутируемой телефонной линии.

Результаты измерений автоматически передаются по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 1.0 по программно-задаваемым адресам, в т.ч. в РДУ «СО-ЦДУ ЕЭС» и ИАСУ КУ НП «АТС».

Состав ИВКЭ, приведен в таблице 2; состав ИВК ПЭС и ИВК АИИС приведен в таблице 3.

Структура АИИС допускает изменение количества ИК с ИИК ТИ, аналогичными указанным в таблице 1, а также с ИИК ТИ, отличными по составу от указанных в таблице 1, но совместимыми с ИК АИИС по электрическим, информационным и конструктивным параметрам.

Технические характеристики

Количество измерительных каналов АИИС.........................................................37

Границы допускаемой относительной погрешности измерительных каналов АИИС 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 4 .

Предельное значение 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 организациям....................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............5.

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

Рабочие условия применения технических средств ИИК ТИ: температура окружающего воздуха (кроме счетчиков), °C..........................от минус 45 до плюс 40;

температура окружающего воздуха (для счетчиков), °C.....................................от 0 до плюс 40;

частота сети, Гц........................................................................................................от 49,5 до 50,5;

индукция внешнего магнитного поля, мТл..........................................................не более 0,05.

Допускаемые значения информативных параметров входного сигнала:

Ток (кроме ИК №№2501, 2502, 3301, 3302, 5201, 5202, 5501, 5502, 6201, 6202), % от 1Ном..........................................................................................................от 5 до 120;

Ток (ИК №№2501, 2502, 3301, 3302, 5201, 5202, 5501, 5502, 6201, 6202), %

от 1Ном.........................................................................................................................от 2 до 120%;

напряжение, % от UH0M.............................................................................................от 90 до 110;

коэффициент мощности, cos ср (при измерении активной электрической энергии и мощности)...............................................................................................0,5 инд.-1,0-0,8 емк.;

коэффициент реактивной мощности, sin ср (при измерении реактивной электрической энергии и мощности).....................................................................0,5 инд.-1,0-0,5 емк.

Рабочие условия применения технических средств ИВК и ИВКЭ:

температура окружающего воздуха, °C..............................................................от 0 до плюс 40;

частота сети, Гц........................................................................................................от 49 до 51;

напряжение сети питания, В...................................................................................от 198 до 242.

Средняя наработка на отказ, часов..............................  не менее 578;

Коэффициент готовности........................................................................................не менее 0,996.

* Рассчитаны по методике РД 153-34.0-11.209-99

Приложение к Свидетельству об утверждении типа №. Лист 5 из 10

Таблица 1 - Перечень ИК и состав ИИК ТИ АИИС

Таблица 2 - Технические средства ИВКЭ

Таблица 3 - Технические средства ИВК

Приложение к Свидетельству об утверждении типа №. Лист 8 из 10

Таблица 4 - Границы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС в рабочих условиях

Примечание: границы допускаемой относительной погрешности рассчитаны по методике РД 153-34.0-11.209-99;

5/*, dwP - границы допускаемой относительной погрешности измерения количества активной и реактивной электрической энергии соответственно, границы допускаемой относительной погрешности измерения средней мощности равны границам допускаемой погрешности измерения количества электрической энергии.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист формуляра «Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электрической энергии ОАО «СибирьЭнерго» Зав. №1. Формуляр».

Комплектность

В комплект АИИС должны входить изделия и документация, указанные в таблице 5.

Таблица 5 - Состав АИИС

Технические средства ИИК ТИ

Технические средства ИИК ТИ - в соответствии с таблицей 1

Технические и программные средства ИВК и ИВКЭ

В соответствии с таблицами 2 и 3

Документация

Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электрической энергии ОАО «СибирьЭнерго», зав. №1. Ведомость эксплуатационных документов

Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электрической энергии ОАО «СибирьЭнерго», зав. №1. Методика поверки

Поверка

Поверка измерительных каналов АИИС проводится в соответствии с методикой поверки «Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электрической энергии ОАО «СибирьЭнерго», зав. №1. Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ СНИИМ в марте 2009 г.

Межповерочный интервал - 4 года.

Основное поверочное оборудование: миллитесламетр портативный ТП-2-2У,

мультиметр АРРА-109, вольтамперфазометр «Парма ВАФ-А», измеритель комплексных

сопротивлений электрических цепей «Вымпел», часы «Электроника-5».

Поверка измерительных компонентов АИИС проводится в соответствии со следующими нормативными документами по поверке: измерительные трансформаторы тока -по ГОСТ 8.217, измерительные трансформаторы напряжения - по ГОСТ 8.216, счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, контроллер СИКОН С-10 - по методике поверки ВЛСТ 166.00.000 И1, измеритель времени и частоты ИВЧ-1 - в соответствии с разделом ЯКШГ.468262.001РЭ; ИВК «ИКМ-Пирамида» по методике поверки ВЛСТ 230.00.000И1.

НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ДОКУМЕНТЫ

ГОСТ Р 8.596-2002

ГОСТ 30206-94

ГОСТ 26035-83

ГОСТ 7746-89

ГОСТ 1983-89

СМИР.АУЭ.З 88.00

Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S и 0,5S)

Счетчики электрической энергии переменного тока электронные Трансформаторы тока. Общие технические условия

Трансформаторы напряжения. Общие технические условия Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ОАО «СИБИРЬЭНЕГО». Проектная документация

Заключение

Тип «Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электроэнергии ОАО «СибирьЭнерго» г.Новосибирск, зав. №1 утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен в эксплуатации

согласно государственным поверочным схемам