Назначение
Комплексы технических средств для автоматизации контроля и учета электрической энергии и мощности “Энергомера” (далее КТС “Энергомера”) предназначены для измерений электрической энергии и мощности, автоматизации контроля, коммерческого и технического учета электроэнергии и мощности на предприятиях энергетики (электростанциях и подстанциях), промышленных предприятиях, в коммунальном-бытовом секторе, а также для создания с их помощью многоуровневых автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ).
Описание
КТС “Энергомера” в максимальной конфигурации могут состоять из оборудования:
- контролируемого объекта (КО) - по количеству контролируемых объектов;
- центра обработки информации (ЦОИ) - по количеству ЦОИ.
КТС “Энергомера” в минимальной конфигурации могут состоять из оборудования только одного КО.
Оборудование КО представляет собой единый измерительный комплекс и включает технические и программные компоненты, а также дополнительное оборудование. Комплекс производит измерение величин электрической энергии и мощности, используя в качестве первичных измерительных приборов счётчики электрической энергии (далее - счётчики), обеспечивает сбор измеренных значений по каналам учёта, а также передачу измерительной и диагностической информации в ЦОИ. Состав оборудования конкретного КО определяется спецификацией проекта АИИС КУЭ.
Техническими компонентами КО могут являться:
- счётчики с числоимпульсными выходами серий ЦЭ и СЕ производства ОАО «Концерн Энергомера» и сторонних производителей, внесенные в Госреестр средств измерений;
- счётчики серий ЦЭ и СЕ производства ОАО «Концерн Энергомера» с цифровыми интерфейсами (RS-232, RS-485, CAN) и модулями удалённого доступа, внесенные в Госреестр средств измерений;
- устройства сбора и передачи данных типов УСПД164-01, УСПД 164-01М различных исполнений по набору функций - «К1», «К2» (для коммунально-бытового сектора), «И» (для промышленных предприятий и предприятий электроэнергетики) (далее -УСПД);
- блок питания БП-24;
- радиомодемы типа СЕ831;
- модемы передачи данных по силовым сетям (модемы PLC) типа СЕ832.
Программными компонентами КО являются:
- технологическое программное обеспечение администрирования устройств
«AdminTools» (для конфигурирования и локального считывания данных и параметров из технических компонентов производства ОАО «Концерн Энергомера»).
Дополнительным оборудованием КО может являться:
- преобразователи цифровых интерфейсов типа СЕ824, СЕ825, ADAM, адаптер RS-232/CRS-485, (преобразователи интерфейсов), осуществляющие аппаратное согласование между собой различных типов цифровых интерфейсов - RS-485, CAN, RS-232, Ethernet;
- повторители интерфейсов RS-485, CAN типа ADAM (далее - повторители интерфейсов);
- разветвители интерфейсов «Энергомера», предназначенные для кроссирования и согласования физических интерфейсных линий;
- модемы (проводные и GSM), модемы и модули связи GPRS - оборудование передачи данных;
- GPS-приёмники (для синхронизации времени в УСПД);
- переносные (типа «NoteBook») персональные компьютеры с установленными на них программными компонентами КО или пульт администратора (карманный переносной компьютер с программой «AdminTools»);
- устройства-преобразователи переключения на резервное питание.
Оборудование ЦОИ представляет собой вычислительный центр, включает вычислительные аппаратно-программные средства, программные комплексы и дополнительное оборудование. Состав конкретного вычислительного центра ЦОИ определяется требованиями заказчика.
ЦОИ выполняет:
- сбор в базу данных измерительной и диагностической информации от КО;
- вычислительную обработку измерительной информации;
- визуальное представление информации в виде отчётных форм с выдачей на печать;
- передачу информации в различных форматах на серверы АИИС КУЭ следующего уровня.
Вычислительными аппаратно-программными средствами ЦОИ являются серверы на базе персональных настольных компьютеров (далее - серверы) с предустановленной операционной системой.
Программными комплексами ЦОИ могут являться (одно из перечисленных ниже):
- программное обеспечение центра обработки информации (ПО ЦОИ) поставляемое ОАО «Концерн Энергомера»;
- программное обеспечение «Альфа-Центр» комплексов измерительновычислительных для учета электрической энергии;
- программный пакет систем информационно-измерительных контроля и учета энергопотребления «Пирамида»;
В состав дополнительного оборудования ЦОИ могут входить:
- модемы (проводные, GSM/GPRS);
- GPS-приёмники (для синхронизации времени);
- оборудование локальных вычислительных сетей;
- источники бесперебойного питания.
Структура АИИС КУЭ на основе КТС «Энергомера» состоит, как правило, из трех функциональных уровней. Первый уровень включает в себя измерительноинформационный комплекс (ИИК) и выполняет функцию автоматического проведения измерений в точке измерений. В его состав входят:
- измерительные трансформаторы тока и напряжения;
- вторичные измерительные цепи;
- счётчики.
Второй уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) и выполняет функцию консолидации информации по данной электроустановке либо группе электроустановок. В состав ИВКЭ входят:
- УСПД, обеспечивающие интерфейс доступа к ИИК;
- технические средства приёма-передачи данных (преобразователи интерфейсов, каналообразующая аппаратура, модемы).
При построении ИИК и ИВКЭ используется оборудование КО КТС «Энергомера».
Третий уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс (ИВК). ИВК в АИИС КУЭ выполняет следующие задачи:
- автоматизированный сбор и хранение результатов измерений;
- автоматическую диагностику состояния средств измерений (для средств измерений, поддерживающих данную функцию);
- подготовки отчетов и передачи их различным пользователям.
ИВК формируется из оборудования ЦОИ КТС «Энергомера».
Измерительные каналы в КТС «Энергомера» при использовании счётчиков с импульсным выходом формируются одним из следующих способов соединения технических средств и каналов связи:
с хема 1- счётчики - УСПД - модем (проводной, GSM/GPRS) - проводной коммутируемый канал связи (GSM/GPRS канал) - модем (проводной или GSM/GPRS) - сервер ЦОИ;
с хема 2 - счётчики - УСПД - преобразователь интерфейсов (при необходимости) - сервер ЦОИ;
с хема 3 - счётчики - УСПД - радиомодем СЕ831С - радиоканал - радиомодем СЕ831С или СЕ831Н - сервер ЦОИ;
Измерительные каналы в КТС «Энергомера» при использовании счётчиков с цифровыми интерфейсами формируются одним из следующих способов соединения технических средств и каналов передачи данных:
с хема 4 - счётчики - повторители интерфейсов (при необходимости) - УСПД -модем (проводной или GSM/GPRS) - проводной коммутируемый канал связи (или GSM/GPRS канал) - модем (проводной или GSM/GPRS) - сервер ЦОИ;
с хема 5 - счётчики - повторители интерфейсов (при необходимости) - преобразователи интерфейсов - УСПД - модем (проводной или GSM/GPRS) - проводной коммутируемый канал связи (или GSM/GPRS канал) - модем (проводной или GSM/GPRS) - сервер ЦОИ;
с хема 6 - счётчики - преобразователь интерфейсов (при необходимости) - модем или модуль связи GPRS - GSM/GPRS канал - модем GSM/GPRS - сервер ЦОИ;
схема 7 - счётчики - преобразователи интерфейсов - сервер ЦОИ.
Измерительные каналы в КТС «Энергомера» при использовании счётчиков с модулями удалённого доступа формируются одним из следующих способов соединения технических средств и каналов передачи данных (для доступа к наиболее удалённым счётчикам используется ретрансляция данных в канале связи PLC и радиоканале- до 7 ступеней):
- схема 8 - счётчики с модулями передачи данных по силовым сетям - канал связи PLC - модем PLC СЕ832 - УСПД - модем (проводной или GSM/GPRS) - проводной коммутируемый канал связи (или GSM/GPRS канал) - модем (проводной или GSM/GPRS) -сервер ЦОИ;
- схема 9 - счётчики с радио-модулями - радиоканал - радиомодем СЕ831С -УСПД - модем (проводной или GSM/GPRS) - проводной коммутируемый канал связи (или GSM/GPRS канал) - модем (проводной или GSM/GPRS) - сервер ЦОИ;
- схема 10 - счётчики с радио-модулями - радиоканал - радиомодем СЕ831Н - переносной компьютер с программой «AdminTools» или пульт администратора - функции экспорта/импорта данных (только для программного комплекса ПО ЦОИ ОАО «Концерн Энергомера») - сервер ЦОИ;
- схема 11 - счётчики с радио-модулями - радиоканал - радиомодем СЕ831С или СЕ831Н-сервер ЦОИ;
- схема 12 - счётчики с модулями передачи данных по силовым сетям - канал связи PLC - модем PLC СЕ832 - сервер ЦОИ.
Во всех вышеперечисленных схемах измерительных каналов вместо сервера ЦОИ при периодическом ручном сборе может использоваться переносной или настольный компьютер с программой «AdminTools». При этом обеспечивается сохранение коммерческих данных в специальное хранилище (формат хранения - XML). Возможна также перегрузка коммерческих данных в программу «Microsoft Excel» и вывод их на печать.
Для схем 2, 3, 7, 11 при периодическом ручном сборе вместо сервера ЦОИ может использоваться пульт администратора. При этом также обеспечивается сохранение коммерческих данных в специальное хранилище (формат хранения - XML) с последующей перегрузкой их в базу данных ПО ЦОИ.
Программа «AdminTools» не производит дополнительной вычислительной обработки данных, собираемых со счётчиков.
Сервер ЦОИ производит опрос измерительной и диагностической информации с КО, ведет отсчет времени и синхронизирует его в УСПД КО или непосредственно в счётчиках для схем без УСПД. В свою очередь УСПД синхронизирует отсчет времени в подключённых по цифровым интерфейсам и каналам передачи (канал связи PLC и радиоканал) многофункциональных счетчиках. При отсутствии каналов связи синхронизация времени и перенос данных измерений в базу данных сервера ЦОИ осуществляется при помощи переносного компьютера с программой «AdminTools» (только для для программного комплекса ПО ЦОИ ОАО «Концерн Энергомера»). Исполнения «И» УСПД имеет встроенную поддержку протоколов синхронизации TSIP и NMEA и обеспечивают при подключении внешнего GPS-приёмника синхронизацию измерительного комплекса КО без участия сервера ЦОИ.
УСПД обеспечивают режим прямого доступа к счётчикам, подключённым по цифровым интерфейсам со стороны программных комплексов ЦОИ и программы администрирования устройств «AdminTools».
УСПД 164-01М обеспечивает сбор данных и диагностической информации от счётчиков по двум цифровым интерфейсам одновременно.
УСПД обеспечивают считывание журналов событий счётчиков, их промежуточное хранение и передачу по запросу на сервер ЦОИ.
Защита от несанкционированного доступа к конфигурационным параметрам, а также данным хранящимся в УСПД, модулях связи осуществляется с помощью системы паролей, аппаратной блокировки доступа и пломбирования внешних соединений.
В программе администрирования устройств «AdminTools» и ПО ЦОИ реализованы процедуры аутентификации пользователей при запуске программ и выполнении действий по изменению параметров конфигурации измерительных каналов.
В УСПД, программе администрирования устройств «AdminTools» и ПО ЦОИ осуществляется регистрация событий в энергонезависимой памяти, относящихся к действиям пользователей, изменению конфигурации и даты/времени, внешним событиям, системным ошибкам.
Для проверки правильности функционирования технических компонентов КТС “Энергомера” и выполнения поверки в УСПД имеется встроенный генератор импульсов.
УСПД имеют встроенные средства диагностики, обеспечивающие выполнение внутренних тестов автоматически 1 раз в сутки, а также по командам, поступающим по цифровым интерфейсам от программных комплексов и программы администрирования устройств «AdminTools».
ПО ЦОИ построено по модульной структуре и имеет два исполнения - «Бытовой потребитель», «Промышленный потребитель», отличающиеся составом автоматизированных рабочих мест (АРМ), дополнительных приложений и набором выполняемых функций.
Исполнение «Промышленный потребитель» обеспечивает выполнение следующих функций:
- конфигурирование КО - количество и параметры каналов учета, настройки видов и параметров каналов связи, периодичность сбора данных;
- выполнение учёта электроэнергии в соответствии с введенным тарифным расписанием, контроль превышения заявленной мощности;
- обработку собранных с УСПД данных и их представление в виде различных форм, графиков, таблиц, а также контроль режима потребления по 30-минутным и 3-минутным профилям мощности, сравнение фактических значений с максимальным и минимальным допустимыми значениями мощностей;
- отслеживание 3-минутных профилей мощностей с заданным периодом обновления данных;
- отслеживание значений фактических 30-минутных и 3-минутных небалансов и их сравнение их с допустимыми небалансами;
- мониторинг состояния энергетического оборудования с визуальным отображением на дисплее;
- оперативное администрирование пользователей с распределением прав доступа между ними;
- сбор данных с объектов учета в соответствии с установленными настройками.
Исполнение «Бытовой потребитель» обеспечивает выполнение следующих функций:
к онфигурирование КО - количество и параметры каналов учета, настройки видов и параметров каналов связи, периодичность сбора данных;
- оперативное администрирование пользователей с распределением прав доступа между ними;
- сбор данных с объектов учета в соответствии с установленными настройками.
ПО ЦОИ функционирует на серверах под управлением следующих операционных систем:
- Windows® 2000 SP 4;
- Windows® ХР SP 2;
- Windows® Server 2003.
Технические характеристики
Основные функции преобразования КТО “Энергомера” для измерительных каналов со счетчиками с импульсными и цифровыми выходами имеют вид, соответственно
( ,22, А ( Z2 \
W= К- ’ кг, * ■ и W = •К„'Кт„,где
И / — энергия за расчетный период в кВт ч(квар ч);
Ксч -передаточное число счетчика в имп/кВт ч(имп/квар ч);
Ктт и Ктн - коэффициенты трансформации по току и по напряжению; t2
сумма импульсов, измеренная за расчетный период от ti до
Z1
t2
_ сумма значений средних получасовых мощностей, “считанных” со счетчи-п ков в цифровом виде в кВт (квар) без учета коэффициентов трансформации;
tycp ~ время усреднения мощности в часах (tycp= 0.5 ч).
Пределы допускаемой относительной погрешности измерительных каналов по электрической энергии и средней получасовой мощности определяются классами точности применяемых счетчиков.
Предел допускаемой дополнительной относительной погрешности по электрической энергии за расчетный период и за сутки для импульсных каналов составляет 0,02% ( при числе импульсов не менее 10 000).
Предел допускаемой дополнительной относительной погрешности по электрической энергии за расчетный период и сутки и средней получасовой мощности для цифровых каналов составляет 1 единица младшего разряда измеренной величины.
Предел допускаемой относительной погрешности по средней получасовой мощности 5Р для импульсных каналов рассчитывается по формуле:
Зр = Зэ 4
1 ! Ц о
сч 1 * Ао * 1уср ^30
где 5Э - предел допускаемой относительной погрешности счетчика по энергии;
Ксч - передаточное число счетчика выраженное в импульсах на 1 кВт ч;
Рзо - измеренное значение средней получасовой мощности по вторичным цепям (без учета коэффициента трансформации), выраженное в кВт;
tycp- время усреднения мощности, выраженное в часах (tyCp= 0,5 ч);
Di - цена единицы младшего разряда отображаемого значения средней получасовой мощности (Рзо), выраженная в кВт.
Предел допускаемой абсолютной погрешности по времени КО и ЦОИ ±5 с/сут.
| Номинальное напряжение питания |
| Устройство сбора и передачи данных УСПД164-01 | 24 В постоянного тока |
| Устройство сбора и передачи данных УСПД 164-01М | 24 В постоянного тока |
| Адаптер RS-232C/RS-485 | 24 В постоянного тока |
| Интеллектуальный преобразователь интерфейсов СЕ824 | 24 В постоянного тока |
| Преобразователь интерфейсов СЕ825 | 24 В постоянного тока |
| Модем PLC СЕ832 | 220 В переменного тока |
| Радиомодемы СЕ831: СЕ831С СЕ831Н | 24 В постоянного тока 8 В или 5 В |
| Блок питания БП-24 | 220 В переменного или постоянного тока. |
| Полная потребляемая мощность (ток), не более: |
| Устройство сбора и передачи данных УСПД164-01 | 2,5 Вт |
| Устройство сбора и передачи данных УСПД 164-01М | 200 мА |
| Адаптер RS-232C/RS-485 | 150 мА |
| Интеллектуальный преобразователь интерфейсов СЕ824 | 250 мА |
| Преобразователь интерфейсов СЕ825 | 100 мА |
| Радиомодемы СЕ831С, СЕ831Н | 150 мА |
| Модем PLC СЕ832 | 15 В А |
| Период опроса счетчиков, УСПД] | |
| Счётчики с цифровыми интерфейсами RS-485; RS-232, CAN, опрашиваемые УСПД | 1, 3, 5, 10, 15, 30, 60 мин с дискретностью 1 мин, сутки |
| Период опроса УСПД сервером с ПО ЦОИ | Минуты (от 1 до 60), часы (от 1 до 24), сутки, месяц |
| Параметры импульсных каналов |
| Диапазон передаточных чисел счетчиков | от 1 до 65535 |
| Максимальная частота следования импульсов | 10 Гц |
| Минимальная длительность импульса | 25 мс |
| Максимальное удаление счетчиков с импульсными выходами от УСПД | 1000 м |
| Амплитуда тока импульсов принимаемых от счетчиков | До 10 мА |
| Номинальное напряжение питания импульсных каналов | 12 В |
| Параметры цифровых каналов |
| Максимальная длина линий интерфейса RS-485 и CAN | 1000 м |
| Максимальная скорость обмена по интерфейсу RS-485 | 38 400 бит/с |
| Максимальная скорость обмена по интерфейсу CAN | 125 кбит/с |
| Диапазон рабочих температур |
| УСПД164-01, адаптер RS-232C/RS-485, блок питания БП-24 | От минус 30 до 55 °C |
| УСПД 164-01М, радиомодемы СЕ831С, СЕ831Н | От минус 40 до 55 °C |
| Преобразователь интерфейсов СЕ825, интеллектуальный преобразователь интерфейсов СЕ824 | От минус 30 до 50 °C |
| |
| Масса, кг и габаритные размеры (длина; ширина; высота) мм, не более |
| Устройства сбора и передачи данных УСПД164-01, УСПД 164-01М | 1,0 | 55;92;190 |
| Блок питания БП-24 | 1,0 | 120;102;75 |
| Адаптер RS-232C/RS-485 | 0,25 | 23;57;85 |
| Интеллектуальный преобразователь интерфейсов СЕ824 | 0,5 | 90;60;38 |
| Преобразователь интерфейсов СЕ825 | 0,5 | 90;60;38 |
| Модем PLC СЕ832 | 0,5 | 135;87;40 |
| Радиомодем СЕ831С | 1,0 | 135;105;40 |
| Радиомодем СЕ831Н | 1,0 | 190;80;37 |
| Разветвитель интерфейсов «Энергомера» | 0,35 | 132,80,35 |
| Глубина хранения информации о потреблении электроэнергии по каждому каналу учета за сутки | Не менее 3 месяцев |
| Глубина хранения информации о потреблении электроэнергии по каждому каналу учета за месяц | Не менее 3 лет |
| Срок хранения данных в УСПД при отключении питания | Не менее 20 лет |
| Длительность отсчета времени при отключении питания: -ВУСПД164-01 -в УСПД 164-01М | Не менее 60 сут Не менее 8 лет |
| Средняя наработка на отказ технических компонентов КО КТС «Энергомера» | Не менее 35 000 ч |
| Средний срок службы технических компонентов КО КТС «Энергомера» | Не менее 20 лет |
| Среднее время восстановления компонентов КО КТС «Энергомера» | Не более 2 ч |
| Коэффициент готовности ПО ЦОИ | 0,99 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на этикетки, расположенные на лицевой панели УСПД164-01, УСПД 164-01М и титульных листах эксплуатационной документации.
Комплектность
Состав оборудования и программных средств КТС «Энергомера» устанавливаемого в АИИС КУЭ приведен ниже в таблицах 1 и 2. Оборудование КТС «Энергомера» может включать все или только некоторые компоненты. Количество компонентов определяется спецификацией заказа.
Таблица 1 - Состав контролируемого объекта.
