Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии на объектах филиала ОАО «МРСК Сибири - «Алтайэнерго» (далее АИИС) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, средней активной и реактивной электрической мощности, 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 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 трехуровневую структуру:
- 1-й уровень - информационно-измерительные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);
- 2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ);
- 3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК).
ИИК ТИ состоит из:
- трансформаторов тока (ТТ);
- трансформаторов напряжения (ТН);
- счётчиков электроэнергии типов СЭТ-4ТМ.03М и СЭТ-4ТМ.02.
ИВКЭ включает в себя:
- устройство сбора и передачи данных (УСПД) типов СИКОН С10 и СИКОН С50.
ИВК состоит из:
- ИКМ-Пирамида,
- сервера баз данных,
Лист № 2 всего листов 8 - автоматизированных рабочих мест.
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 30-минутный 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. Результаты измерений электроэнергии за 30-минутный интервал передаются по цифровому интерфейсу RS-485 в УСПД.
УСПД один раз в 30 минут опрашивает счетчики электрической энергии и осуществляет сбор со счетчиков и хранение результатов измерений в собственной памяти. УСПД передает результаты измерений в ИВК.
ИКМ-Пирамида осуществляет сбор результатов измерений с УСПД, их обработку, заключающуюся в умножении на коэффициенты трансформации ТТ и ТН. Сервер баз данных осуществляет хранение в базе данных SQL результатов измерений. АРМ обеспечивают визуальный просмотр результатов измерений из базы данных и автоматическую передачу результатов измерений во внешние системы по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 1.0, в том числе в филиал ОАО «ФСК ЕЭС» - ЗСП МЭС, филиал ОАО «СО ЕЭС» Алтайское РДУ и другим заинтересованным организациям.
Связь между ИВКЭ и ИВК осуществляется по каналу передачи данных сотового оператора, образованному GSM-модемами Siemens М35.
Связь между ИВК и внешними по отношению к АИИС системами осуществляется по основному и резервному каналам связи. В качестве основного канала связи используется глобальная сеть передачи данных Интернет, в качестве резервного канала связи используется телефонная линия общего доступа и модем AnCom.
ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК). Перечень измерительных каналов и состав ИИК ТИ и ИВКЭ приведен в таблице1.
АИИС выполняет измерение времени в шкале UTC(SU). Синхронизация шкалы времени УСПД и шкалы времени ИВК со шкалой времени UTC(SU) осуществляется с помощью устройств синхронизации времени УСВ-1. Часы УСПД синхронизируются с УСВ непрерывно. Синхронизация часов счетчиков происходит раз в сутки, при условии, что поправки часов счетчиков больше 1 с, но меньше 119 с.
Структура АИИС допускает изменение количества измерительных каналов с ИИК ТИ, аналогичными указанным в таблице 1, а также с ИИК ТИ отличными по составу от указанных в таблице 1, но совместимыми с компонентами ИК по электрическим, информационным и конструктивным параметрам.
Таблица 1 - Состав ИИК ТИ
| № ИК АИИ С | Наименование присоединения | Трансформаторы тока | Трансформаторы напряжения | Счетчики электрической энергии | УСПД тип, зав. № |
| Тип | Зав. № | К-т тр. | Кл.т | Тип | Зав. № | К-т тр-и | Кл.т | Тип | Зав. № | Кл. т. |
| 1 | ПС 110/10 кВ "Кулун-динская" ПК-240 | ТФНД-110М, ТФЗМ 110Б | 8697, 22998, 8779 | 300/5 | 0,5 | НАМИ-110 УХЛ1 | 5083, 5149, 5106 | 110000^3/ 100^3 | 0,2 | СЭТ-4ТМ.02 | 120320 43 | 0,2S/ 0,5 | СИКОН С50, №11.162 |
| 2 | ПС 110/10 кВ "Кулун-динская" МК-125 | ТВ-110 | 25, 23, 27 | 300/1 | 0,5S | НАМИ-110 УХЛ1 | 5042, 5490, 5486 | 110000^3/ 100^3 | 0,2 | СЭТ-4ТМ.03 М | 081210 1077 | 0,2S/ 0,5 |
| 3 | ПС 110/10 кВ "Кулун-динская" МК-126 | ТВ-110 | 21, 22, 19 | 300/1 | 0,5S | НАМИ-110 УХЛ1 | 5083, 5149, 5106 | 110000^3/ 100^3 | 0,2 | СЭТ-4ТМ.03 М | 081210 1049 | 0,2S/ 0,5 |
| 4 | ПС 110/10 кВ "Кулун-динская" ОВ-110 | ТВ-110 | 24, 26, 20 | 300/1 | 0,5S | НАМИ-110 УХЛ1 | 5083, 5149, 5106 | 110000^3/ 100^3 | 0,2 | СЭТ-4ТМ.03 М | 081210 1027 | 0,2S/ 0,5 |
| 5 | ПС 110/35/10 кВ "Ель-цовская" БЕ-26 | ТФНД-110М | 785, 768, 779 | 300/5 | 0,5 | НКФ-110-83У1 | 36201, 36190, 36200 | 110000^3/ 100^3 | 0,5 | СЭТ-4ТМ.02 | 120320 55 | 0,2S/ 0,5 | СИКОН С10, №169 |
| 6 | ПС 110/35/10 кВ "Ель-цовская" ОВ-110 | ТФНД-110М | 508, 770, 677 | 300/5 | 0,5 | НКФ-110-83У1 | 36201, 36190, 36200 | 110000^3/ 100^3 | 0,5 | СЭТ-4ТМ.02 | 120320 42 | 0,2S/ 0,5 |
| 7 | ПС 35/10 "Веселояр-ская" Л-31-11 | ТОЛ-СЭЩ-10 | 2444109,244 64-09 | 100/5 | 0,5S | ЗНОЛ.0 6 | 3136, 3132, 3138 | 10000^3/ 100^3 | 0,5 | СЭТ-4ТМ.03 М | 081209 1106 | 0,5S/ 1,0 | СИКОН С10, №165 |
| 8 | ПС 220/110/35/6 "Горняцкая" ввода гибких шинопровод от 1 сш к 4 сш | ТГФМ-110 II* | 5149, 5144, 5148 | 200/5 | 0,2S | НКФ-110 | 627480, 627478, 627487 | 110000^3/ 100^3 | 1 | СЭТ-4ТМ.02 | 120322 06 | 0,2S/ 0,5 | СИКОН С10, №150 |
| 9 | ПС 220/110/35/6 "Горняцкая" ввода гибких шинопровод от 2 сш к 3 сш | ТГФМ-110 II* | 5147, 5145, 5146 | 200/5 | 0,2S | НКФ-110-57У1 | 2781, 2732, 2759 | 110000^3/ 100^3 | 0,5 | СЭТ-4ТМ.02 | 120321 17 | 0,2S/ 0,5 |
Программное обеспечение
Программная часть ИВК представлена специализированным программным обеспечением «Пирамида 2000.Сервер».
Таблица 2 - идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
| Расчет групп | PClients.dll | 1.0.0.7 | 754961232 | CRC32 |
| Расчёт текущих значений | PCurrentValues.dll | 1.0.0.0 | 1732544412 | CRC32 |
| Заполнение отсутствующего профиля | PFillProfile.dll | 1.0.0.0 | 209238024 | CRC32 |
| Фиксация данных | PFixData.dll | 1.0.0.0 | 343171114 | CRC32 |
| Расчёт зафиксированных показаний из профиля мощности | PFixed.dll | 1.1.0.0 | 1115746189 | CRC32 |
| Расчёт базовых параметров | PProcess.dll | 2.0.2.0 | 4123799893 | CRC32 |
| Замещение данных | PReplace.dll | 1.0.0.0 | 799096533 | CRC32 |
| Расчёт целочисленного профиля | PRoundV alues.dll | 1.0.0.0 | 2617242375 | CRC32 |
| Расчёт мощно-сти/энергии из зафиксированных показаний | PValuesFrom-Fixed.dll | 1.0.0.0 | 626049116 | CRC32 |
| Драйвер для счётчиков СЭТ-4TM.O3M и СЭТ-4TM.02 | SET4TM02.dll | 1.0.0.6 | 476166586 | CRC32 |
| Драйвер для контроллеров типа СИКОН С10 | SiconS10.dll | - | 787182007 | CRC32 |
| Драйвер для контроллеров типа СИКОН С50 | SiconS50.dll | - | 1859758939 | CRC32 |
Абсолютная погрешность измерения электрической энергии за счет математической обработки измерительной информации составляет ±1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Уровень защиты метрологически значимой части программного обеспечения соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Максимальное количество измерительных каналов
Границы допускаемой относительной погрешности 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 3
Предел допускаемого значения поправки часов счетчиков электрической энергии относительно шкалы времени UTC(SU) 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 45 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 ИК №2, 3, 4, 8, 9)...................................................................от 2 до 120%
ток, % от Ihom (для ИК №1, 5, 7)...........................................................................от 5 до 120%
напряжение, % от Uhom........................................................................................от 90 до 110%
коэффициент мощности, cos ф...............................................от 0,5 инд. через 1,0 до 0,5 емк.
Таблица 3. Границы допускаемой относительной погрешности измерений активной (3WA) и реактивной (3WP) энергии ИК АИИС в рабочих условиях применения для значений тока 2, 5, 20, 100% номинального и значений коэффициента мощности 0,5, 0,8, 0,865 и 1.
| I, % от Ihom | cos ф | ИК-1 | ИК-2 | ИК-3 | ИК-4 | ИК-5 | ИК-6 |
| о A 0W , ±% | х p OW , ±% | о A °W , ±% | х p Ow , ±% | о A °W , ±% | х p OW , ±% | о A °W , ±% | х p Ow , ±% | о A °W , ±% | х p Ow , ±% | о A °W , ±% | х p Ow , ±% |
| 2 | 0,5 | _ | _ | 4,7 | 2,8 | _ | _ | 4,8 | 2,8 | 3,1 | 2,4 | 2,2 | 2,1 |
| 2 | 0,8 | _ | _ | 2,6 | 4,1 | _ | _ | 2,7 | 4,2 | 1,9 | 3,3 | 1,4 | 2,8 |
| 2 | 0,865 | _ | _ | 2,3 | 5,0 | _ | _ | 2,4 | 5,1 | 1,8 | 3,9 | 1,4 | 3,3 |
| 2 | 1 | _ | _ | 1,7 | - | _ | _ | 1,8 | - | 1,5 | - | 1,2 | - |
| 5 | 0,5 | 5,3 | 2,6 | 2,8 | 2,2 | 5,4 | 2,7 | 3,0 | 2,3 | 2,8 | 1,8 | 1,7 | 1,4 |
| 5 | 0,8 | 2,8 | 4,4 | 1,7 | 2,8 | 2,9 | 4,5 | 1,8 | 3,0 | 1,7 | 2,6 | 1,2 | 1,9 |
| 5 | 0,865 | 2,5 | 5,5 | 1,5 | 3,3 | 2,6 | 5,6 | 1,6 | 3,4 | 1,6 | 3,0 | 1,1 | 2,1 |
| 5 | 1 | 1,7 | - | 1,1 | - | 1,8 | - | 1,2 | - | 1,3 | - | 0,81 | - |
| 20 | 0,5 | 2,8 | 1,5 | 2,1 | 1,8 | 3,0 | 1,6 | 2,3 | 1,9 | 2,6 | 1,6 | 1,5 | 1,1 |
| 20 | 0,8 | 1,5 | 2,3 | 1,3 | 2,4 | 1,7 | 2,5 | 1,4 | 2,5 | 1,6 | 2,3 | 1,0 | 1,5 |
| 20 | 0,865 | 1,4 | 2,8 | 1,2 | 2,6 | 1,5 | 3,0 | 1,3 | 2,8 | 1,5 | 2,7 | 0,99 | 1,7 |
| 20 | 1 | 0,97 | - | 0,87 | - | 1,1 | - | 1,0 | - | 1,2 | - | 0,75 | - |
| 100 | 0,5 | 2,0 | 1,2 | 2,1 | 1,8 | 2,2 | 1,3 | 2,3 | 1,9 | 2,6 | 1,6 | 1,5 | 1,1 |
| 100 | 0,8 | 1,2 | 1,7 | 1,3 | 2,4 | 1,3 | 1,9 | 1,4 | 2,5 | 1,6 | 2,3 | 1,0 | 1,4 |
| 100 | 0,865 | 1,1 | 2,0 | 1,2 | 2,6 | 1,2 | 2,3 | 1,3 | 2,8 | 1,5 | 2,7 | 0,99 | 1,6 |
| 100 | 1 | 0,75 | - | 0,87 | - | 0,90 | - | 1,0 | - | 1,2 | - | 0,75 | - |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра ЕКМН.466453.048 ФО «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии на объектах филиала ОАО «МРСК Сибири - «Алтайэнерго» Формуляр»
Комплектность
| Тип | № Г осреестра | Количество, шт. |
| Трансформаторы тока: |
| ТОЛ-СЭЩ-10 | №32139-06 | 2 |
| ТВ-110 | №32123-06 | 9 |
| ТГФМ-110 II* | №36672-08 | 6 |
| ТФНД-110М | №2793-71 | 8 |
| ТФЗМ-110Б | №24811-03 | 1 |
| Трансформаторы напряжения: |
| ЗНОЛ.06 | №3344-04 | 3 |
| НКФ-110-83У1 | №1188-84 | 3 |
| НКФ-110 | №922-54 | 3 |
| НКФ-110-57У1 | №14205-05 | 3 |
| НАМИ-110 УХЛ1 | №24218-08 | 6 |
| Счетчики электрической энергии: |
| СЭТ -4ТМ.03М | №36697-08 | 4 |
| СЭТ-4ТМ.02 | №20175-01 | 5 |
| ИВКЭ: |
| СИКОН С10 | №21741-03 | 3 |
| СИКОН С50 | №28523-05 | 1 |
| УСВ-1 | №28716-05 | 4 |
| ИВК: |
| ИКМ-Пирамида | №29484-05 | 1 |
| УСВ-1 | №28716-05 | 1 |
| Сервер баз данных | 1 |
| АРМ | 1 |
| Связующие компоненты: |
| Модем Siemens M35 | 5 |
| Модем AnCom | 1 |
| Документация |
| ЕКМН.466453.048 ФО «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии на объектах филиала ОАО «МРСК Сибири - «Алтайэнерго» Формуляр» |
| ЕКМН.466453.048 Д1 «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии на объектах филиала ОАО «МРСК Сибири - «Алтайэнерго» Методика поверки |
Поверка
осуществляется по методике поверки ЕКМН.466453.048 Д1 «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии на объектах филиала ОАО «МРСК Сибири - «Алтайэнерго» Методика поверки», утвержденной ФГУП «СНИИМ» в июне 2011 г.
Лист № 7 всего листов 8
Основное поверочное оборудование: миллитесламетр портативный ТП-2-2У, мультиметр АРРА-109, вольтамперфазометр «Парма ВАФ-А», измеритель комплексных сопротивлений электрических цепей «Вымпел», часы «Электроника-65».
Поверка измерительных компонентов АИИС проводится в соответствии со следующими нормативными документами по поверке:
- измерительные трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217;
- измерительные трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216;
- счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2007 г.
- счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.02 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.087РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»
- УСПД СИКОН С10 - в соответствии с методикой поверки «Контроллеры индустриальные сетевые СИКОН С10. Методика поверки. ВЛСТ 180.00.000 И1», утвержденной ВНИИМС в 2003г.
- УСПД СИКОН С50 - в соответствии с методикой поверки «Контроллеры индустриальные сетевые СИКОН С10. Методика поверки. ВЛСТ 198.00.000 И1», утвержденной ВНИИМС в 2004г.
- Комплекс информационно-вычислительный «ИКМ-Пирамида» - в соответствии с методикой поверки «Комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки. ВЛСТ 230.00.000 И1», утвержденной ВНИИМС в 2005г.
- УСВ-1 - в соответствии с методикой поверки: «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденной ФГУП ВНИИФТРИ в декабре 2004г.
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии на объектах филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Алтайэнерго». Свидетельство об аттестации методики измерений №98-01.00249-2011 от 21 июня 2011 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 30206-94 Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S и 0,5S)
5. ГОСТ 26035-83 Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия.
6. ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
7. ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Статические счетчики реактивной энергии.
8. ЕКМН.466453.048 «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии на объектах филиала ОАО «МРСК Сибири - «Алтайэнерго». Технорабочий проект»
Лист № 8
всего листов 8
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
