Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «ОЭЗ ППТ «Липецк» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, потребленной за установленные интервалы времени, и времени.
Описание
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии, средней интервальной мощности;
- периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор сведений о состоянии средств измерений и результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин), привязанных к шкале координированного времени;
- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа; предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электрической энергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ, структурная схема которой приведена на рис. 1, представляет собой трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1 -й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и счётчики активной и реактивной электрической энергии СЭТ-4ТМ (Wh1 - Wh3) классов точности 0,2S для активной электрической энергии и 0,5 для реактивной электрической энергии;
2 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ);
3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (сервер БД) АИИС КУЭ, автоматизированное рабочее место персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).
Аппаратно ИВКЭ и сервер баз данных реализован на базе ЦУСПД.
Первичные фазные напряжения и токи преобразуются ТН (по три ТН на канал) и ТТ (по три ТТ на канал) в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика электрической энергии вычисляются мгновенные значения активной и полной электрической мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная электрическая мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной электрической мощности.
GSM
GPS
Адаптер
RS-232
АРМ
GSM
Siemens TC35i terminal
RS-232
RS-232
ADAM-4520
RS-485
TCP/IP Eth.
RS-232
Siemens TC35i terminal
| TCP/IP Eth. | ЦУСПД | RS-232 |
| RS-232 | RS-232 |
| RS-232 | TCP/IP Eth. |
| |
► Internet
Рис. 1
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение электрической мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии в стандарте передачи данных по проводным линиям связи RS-485 поступает через преобразователь интерфейсов RS-485 - RS-232 (ADAM-4520) в ЦУСПД, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на третий уровень АИИС КУЭ (сервер БД).
На верхнем - третьем уровне АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации от сервера БД в организации-участники оптового рынка электрической энергии может осуществляться по трем каналам связи: два канала - через сеть сотовой связи стандарта GSM, выход в которую осуществляется через модемы Siemens TC35i terminal, и один - через интернет-провайдера по интерфейсу TCP/IP Ethernet.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ) на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). GPS-приемник входит в состав ЦУСПД. В составе СОЕВ используется адаптер приемника GPS, предназначенный для приема текущих значений даты и времени UTC и их передачи в ЦУСПД через интерфейс RS-232C в виде текстовой строки RMC в формате NMEA-0183 для коррекции его часов. Внутреннее время счетчиков электрической энергии корректируется от ЦУСПД во время сеанса связи, при расхождении внутреннего времени счетчика и ЦУСПД на 2 с и более, но не чаще 1-го раза в сутки. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
Программное обеспечение АИИС КУЭ состоит из стандартного и специализированного программных пакетов.
Стандартный программный пакет, применяемый для организации сервера и рабочей станции АИИС КУЭ, использует программные продукты в составе:
- операционные системы «Windows Server», «Windows XP»;
- СУБД «MS SQL Server»;
- пакет «MS Office».
Специализированный программный пакет - ПО СУЭ ТОК 5.
Лист № 3
Всего листов 6
Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Наименование программы | Идентиф икационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| Модуль сбора дан ных | Collector.exe | 5.05 | 787D9316F23E269B F61EBB99AF033896 | MD5 |
| Модуль сбора данных | CollectorCUSPD.exe | 5.05 | 81399FC54A86D443 3EA99E871AF859C4 | MD5 |
| Модуль конфигурирования | CatalogUSD.exe | 5.05 | CB9972FE115EF4A6 79010BB182D3AEDE | MD5 |
| Модуль конфигурирования | CUSPDCatalog.exe | 5.05 | 441DEE4821826668 116D46D860127D5A | MD5 |
Технические характеристики
Состав дополнительных измерительных каналов АИИС КУЭ и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Состав измерительных каналов и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблице 2.
Номинальная функция преобразования при измерении:
- электрической энергии
Wp(Wq)=2NA ■ Ктн ■ Ктт
- электрической мощности
р (Q) = — • -60• ктн • КТТ тН тт
2 • A ТИ
где: N - число импульсов в регистре профиля мощности счетчика электрической энергии, имп;
А - постоянная счетчика электрической энергии, имп/кВт^ч (квар^ч);
Ктн - коэффициент трансформации измерительного трансформатора напряжения (тН);
Ктт - коэффициент трансформации измерительного трансформатора тока (тт);
ти - время интегрирования, мин.
Лист № 4
Всего листов 6
Таблица 2 - Состав дополнительных измерительных каналов АИИС КУЭ и их метроло-
гические характеристики
| Канал измерений | Состав измерительного канала | Вид электрической энергии | Погрешность, % |
| Номер ИК | Наименование присоединения | Вид | Класс точности, коэффициент трансформации, № в Госреестре СИ | Фаза | Обозначение |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 | ПС-110кВ Ввод 1 «Двуречки-правая | ТТ | КТ 0,2S Ктт=300/5 34096-07 | A | ТГФ110-П* | — активная прямая; — активная обратная; — реактивная прямая; — реактивная обратная | . • с • ОО Ч Ч Ч Ч «п СЧ -н-н-н-н-н-н-н-н II II II II II II II II OOOOQ.Q.Q.Q. ddO-Q-ddci-Q- |
| B | ТГФ110-П* |
| C | ТГФ110-П* |
| ТН | КТ=0,2 Ктн=11000/100 24218-03 | A | НАМИ-110 |
| B | НАМИ-110 |
| C | НАМИ-110 |
| Счетчик | КТ 0,2S/0,5 27524-04 | СЭТ-4ТМ.03 |
| 2 | ПС-110кВ Ввод 2 «Двуречки-левая | ТТ | КТ 0,2S Ктт=300/5 34096-07 | A | ТГФ110-П* | — активная прямая; — активная обратная; — реактивная прямая; — реактивная обратная | . • с • Ч Ч ч ч ч ч ч ч -н-н-н-н-н-н-н-н II II II II II II II II OOOOQ.Q.Q.Q. ddO-Q-ddci-Q- |
| B | ТГФ110-П* |
| C | ТГФ110-П* |
| ТН | КТ=0,2 Ктн=11000/100 24218-03 | A | НАМИ-110 |
| B | НАМИ-110 |
| C | НАМИ-110 |
| Счетчик | КТ (T2S/(T5 27524-04 | СЭТ-4ТМ.03 |
| 3 | Ячейка 110 кВ Йокохама | ТТ | КТ 0,2S Ктт=100/5 36672-08 | A | ТГФМ-110П* | — активная прямая; — активная обратная; — реактивная прямая; — реактивная обратная | . • *' .г\ . • с • ОО. Ч Ч Ч Ч Ч 00 00~ -н-н-н-н-н-н-н-н II II II II II II II II OOOOQ.Q.Q.Q. ddO-Q-ddci-Q- |
| B | ТГФМ-110П* |
| C | ТГФМ-110П* |
| ТН | КТ=0,2 Ктн=11000/100 24218-03 | A | НАМИ-110 |
| B | НАМИ-110 |
| C | НАМИ-110 |
| Счетчик | КТ (T2S/(T5 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М |
В столбце 8 таблицы 2 приведены границы допускаемой относительной погрешности при доверительной вероятности, равной 0,95, при следующих условиях:
51,а.о — границы допускаемой основной погрешности измерений активной электрической энергии при I = 0,1-Ihom для cosф = 0,8;
З2.а.о — границы допускаемой основной погрешности измерений активной электрической энергии при I = 1ном для cosф = 0,8;
51,р.о — границы допускаемой основной погрешности измерений реактивной электрической энергии при I = 0, 1-Ihom для simp = 0,6;
З2.р.о — границы допускаемой основной погрешности измерений реактивной электрической энергии при I = 1ном для simp = 0,6;
З1.а.р — границы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии в рабочих условиях применения при I = 0,1-!ном для cosф = 0,8;
З2.а.р — границы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии в рабочих условиях применения при I = 1ном для cosф = 0,8;
61.р.р — границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энергии при в рабочих условиях применения I = 0,1-Ihom для sinф = 0,6;
З2.р.р — границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения при I = 1ном для sinф = 0,6.
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений времени ± 5 с.
| Нормальные условия применения: |
| - температура окружающего воздуха, °С | от 21 до 25; |
| - относительная влажность воздуха, % | от 30 до 80; |
| - атмосферное давление, кПа (от 630 до 795 мм рт. ст.) | от 84 до 106; |
| - напряжение питающей сети переменного тока, В | от 215,6 до 224,4; |
| - частота питающей сети переменного тока, Гц | от 49,85 до 50,15; |
| - индукция внешнего магнитного поля, мТл не более | 0,05. |
| Рабочие условия применения: - напряжение питающей сети переменного тока, В | от 198 до 242; |
| - частота питающей сети, Гц | от 49 до 51; |
| - температура (для ТН и ТТ), °С | от -35 до 40; |
| - температура (для счетчиков) - температура (для сервера, АРМ, каналообразующего | от 10 до 40; |
| и вспомогательного оборудования), °С | от 10 до 40; |
| - индукция внешнего магнитного поля (для счётчиков), мТл | от 0 до 0,5. |
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счётчик электрической энергии - среднее время наработки на отказ не менее 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности 2 ч;
- ЦУСПД, сервер - среднее время наработки на отказ не менее 75000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1 ч.
Глубина хранения информации:
- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- ЦУСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 100 сут (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - 10 лет;
- Сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится с помощью принтера на титульные листы (место нанесения - вверху справа) эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии ОАО «ОЭЗ ППТ «Липецк».
Комплектность
Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «ОЭЗ ППТ «Липецк» определяется проектной документацией на АИИС КУЭ.
Поверка
Осуществляется по документу МП 49328-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «ОЭЗ ППТ «Липецк». Методика поверки», утверждённым руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» 29.12.2011 г.
Рекомендуемые средства поверки и требуемые характеристики:
- мультиметр «Ресурс-ПЭ». Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями ± 0,1 °. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений напряжения: ± 0,2 % (в диапазоне измерений от 15 до 300 В); ± 2,0 % (в диапазоне измерений от 15 до 150 мВ). Пределы допускаемой относительной погрешности измерений тока: ± 1,0 % (в диапазоне измерений от 0,05 до 0,25 А); ± 0,3 % (в диапазоне измерений от 0,25 до 7,5 А). Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ± 0,02 Гц;
- радиочасы РЧ-011. Пределы допускаемой погрешности синхронизации времени со шкалой UTC (SU) ± 0,1 с.
Сведения о методах измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «ОЭЗ ППТ «Липецк». Методика измерений электрической энергии и мощности. Свидетельство об аттестации № 01.00230/53-2011 от 29.12.2011 г.
Нормативные документы
1. ГОСТ 22261-94. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
2. ГОСТ Р 8.596-2002. ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
