Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Черниговец» (далее АИИС) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, 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 - измерительно-вычислительные комплексы электроустановки (ИВКЭ);
- 3-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК).
ИИК ТИ включает в себя:
- трансформаторы тока (ТТ) и их вторичные цепи;
- трансформаторы напряжения (ТН) и их вторичные цепи;
- счётчик электроэнергии.
ИВКЭ включает в себя:
- устройство сбора и передачи данных (УСПД) «ЭКОМ-3000» со встроенным приемником меток времени GPS;
ИВК включает в себя:
- сервер баз данных (БД) на базе промышленного компьютера, с установленным программным комплексом «Энергосфера»;
- автоматизированные рабочие места (АРМ).
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, среднеквадратических значений тока и напряжения.
Вычисление активной мощности осуществляется путем интегрирования на временном интервале 20 мс мгновенных значений мощности.
Вычисление реактивной мощности осуществляется по среднеквадратическим значениям тока и напряжения, и активной мощности.
Вычисленные значения активной и реактивной мощности двух направлений преобразуются счетчиком в последовательности импульсов, частота следования импульсов в которых пропорциональна электрической мощности соответствующего вида и направления. Импульсы накапливаются в регистрах счетчика на интервале 30 минут, по окончании которого число импульсов сохраняется в энергонезависимой памяти с привязкой к времени в шкале UTC(SU).
Результаты измерений, хранящиеся в памяти счетчиков, по запросу, формируемому автоматически, передаются в УСПД «ЭКОМ-3000». УСПД также обеспечивают синхронизацию часов счетчиков со шкалой времени UTC(SU), ведут журналы событий, в которые записывается служебная информация, касающаяся изменения состояния УСПД, внештатные ситуации, а также обеспечивает информационное взаимодействие с сервером БД.
Сервер БД осуществляет сбор результатов измерений с УСПД, их обработку, заключающуюся в умножении на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, хранение в базе данных SQL и автоматическую передачу результатов измерений во внешние системы по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 1.0, в том числе в ОАО «АТС», филиал ОАО «МРСК Сибири» - «Кузбассэнерго - РЭС», филиал ОАО «СО ЕЭС» Кузбасское РДУ и другим заинтересованным лицам. На АРМ обеспечивается визуальный просмотр результатов измерений из базы данных.
Связь между ИИК ТИ и ИВКЭ осуществляется по витой паре проводов с использованием стандарта физического уровня для асинхронного интерфейса - RS-485.
Связь между ИВКЭ и ИВК осуществляется по каналу передачи данных сотового оператора, образованному GSM/GPRS-модемами.
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 технология GPRS сети мобильной радиосвязи посредством GSM/GPRS-модемов.
АИИС выполняет измерение времени в шкале UTC(SU). Синхронизация шкалы времени УСПД со шкалой времени UTC(SU) осуществляется с помощью GPS приемника, входящего в состав УСПД. Проверка поправки часов счетчиков производится каждый раз при их опросе. В случае если поправка часов счетчика по модулю превышает величину 1 с, то происходит синхронизация шкалы времени счетчика, но не реже чем 1 раз в сутки.
ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК и информационные каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК). Перечень ИК и измерительных компонентов, входящих в их состав приведен в таблице 1.
В АИИС допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками, не худшими, чем у перечисленных в таблице 1. Замена оформляется в порядке, установленном МИ 2999-2011.
Таблица 1 - Перечень ИК и измерительных компонентов в их составе
| № ИК | Наименование ИК | Вид СИ, класс точности, коэффициент преобразования, № Госреестра СИ | Тип, модификация |
| 1 | ПС № 25 "Ново-Колбинская" 110/35/6 кВ ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш., Яч. 1 | ТТ | КТ 0,5; Г. р. № 1261-02; Ктт=600/5 | А | ТПОЛ 10 |
| В | ТПОЛ 10 |
| С | ТПОЛ 10 |
| ТН | КТ 0,5; Г. р. № 380-49; Ктн=6000/100 | НТМИ-6 |
| Счетчик | КТ 0,5S/1, Г. р. № 2752404, Ксч=1 | СЭТ-4ТМ.03.01 |
| УСПД | Г. р. № 17049-09, Куспд=1 | ЭКОМ-3000 |
| 36 | ПС №26 «Шу-рапская» 35/6 кВ РУ- 6 кВ, Ввод 1, яч. 1-3 | ТТ | КТ 0,5S; Г. р. № 3754408; Ктт=2000/5 | А | ТШЛ-СЭЩ-10 |
| В | ТШЛ-СЭЩ-10 |
| С | ТШЛ-СЭЩ-10 |
| ТН | КТ 0,5; Г. р. № 35956-10; Ктн=6000^3/ 100^3 | А | ЗНОЛ-СЭЩ-6 |
| В | ЗНОЛ-СЭЩ-6 |
| С | ЗНОЛ-СЭЩ-6 |
| Счетчик | КТ 0,5S/1, Г. р. № 3669708, Ксч=1 | СЭТ | Г-4ТМ.03М.01 |
| УСПД | Г. р. № 17049-09, Куспд=1 | ЭКОМ-3000 |
| 37 | ПС №26 «Шу-рапская» 35/6 кВ РУ- 6 кВ, Ввод 2, яч. 2-6 | ТТ | КТ 0,5S; Г. р. № 3754408; Ктт=2000/5 | А | ТШЛ-СЭЩ-10 |
| В | ТШЛ-СЭЩ-10 |
| С | ТШЛ-СЭЩ-10 |
| ТН | КТ 0,5; Г. р. № 35956-10; Ктн=6000^3/ 100^3 | А | ЗНОЛ-СЭЩ-6 |
| В | ЗНОЛ-СЭЩ-6 |
| С | ЗНОЛ-СЭЩ-6 |
| Счетчик | КТ 0,5S/1, Г. р. № 3669708, Ксч=1 | СЭТ | Г-4ТМ.03М.01 |
| УСПД | Г. р. № 17049-09, Куспд=1 | ЭКОМ-3000 |
| 38 | ПС №26 «Шу-рапская» 35/6 кВ ТСН-1, 35/0,4 кВ | ТТ | КТ 0,5; Г. р. № 15173-06; Ктт=200/5 | А | ТШП-0,66 |
| В | ТШП-0,66 |
| С | ТШП-0,66 |
| Счетчик | КТ 0,5S/1, Г. р. № 3669708, Ксч=1 | СЭТ | Г-4ТМ.03М.09 |
| УСПД | Г. р. № 17049-09, Куспд=1 | ЭКОМ-3000 |
| 39 | ПС №26 «Шу-рапская» 35/6 кВ ТСН-2, 35/0,4 кВ | ТТ | КТ 0,5; Г. р. № 15173-06; Ктт=200/5 | А | ТШП-0,66 |
| В | ТШП-0,66 |
| С | ТШП-0,66 |
| Счетчик | КТ 0,5S/1, Г. р. № 3669708, Ксч=1 | СЭТ | Г-4ТМ.03М.09 |
| УСПД | Г. р. № 17049-09, Куспд=1 | ЭКОМ-3000 |
Программное обеспечение
В ИВК АИИС используется программное обеспечение «Энергосфера». Метрологически значимая часть программного комплекса «Энергосфера» и ее идентификацион -ные признаки приведены в таблице 2.
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 Энергосфера», обеспечивающей визуальное представление результатов измерений, и «Центр им-порта/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».
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 | 6.4.57.1683 | C9817745 | CRC32 |
| Программа «АРМ Энергосфера» | controlage.exe | 6.4.116.1437 | 44D68255 | CRC32 |
Уровень защиты метрологически значимой части программного обеспечения по МИ 3286-2010 соответствует уровню «С».
Технические характеристики
Количество измерительных каналов ...........................................................................................5
Границы допускаемой относительной погрешности измерений активной и реактивной электрической энергии при доверительной вероятности Р=0,95 в рабочих условиях применения.......................................................................................приведены в таблице 3
Границы допускаемой основной относительной погреш
ности измерений активной электрической энергии.............................................................................приведены в таблице 4
Предел допускаемого значения поправки часов счетчи
ков электрической энергии относительно шкалы времени
UTC не более, с ...........................................................................................................................±
Период измерений приращений активной и реактивной 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 по
ступления 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 (I), % от 1ном для ИК № 1, 38, 39 ..........................................................................от 5 до 120
ток (I), % от 1ном для ИК № 36, 37 ...............................................................................от 2 до 120
напряжение, % от ином...............................................................................................от 90 до 110
коэффициент мощности cos ф.................................................................0,5 инд. - 1,0 - 0,5 емк.
Таблица 3 - Границы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС при измерении активной (SWA) и реактивной (SWP) энергии в рабочих условиях применения
| I, % от Iном | cos ф | ИК № 1 | ИК № 36, 37 | ИК № 38, 39 |
| SWA, % | SWP, % | SWA, % | SWP, % | SWA, % | SWP, % |
| 2 | 0,5 | - | - | ± 5,1 | ± 3,7 | - | - |
| 2 | 0,8 | - | - | ± 3,1 | ± 4,9 | - | - |
| 2 | 0,865 | - | - | ± 2,8 | ± 5,6 | - | - |
| 2 | 1 | - | - | ± 2,4 | - | - | - |
| 5 | 0,5 | ± 5,6 | ± 3,0 | ± 3,4 | ± 3,4 | ± 5,6 | ± 3,9 |
| 5 | 0,8 | ± 3,1 | ± 4,6 | ± 2,4 | ± 3,9 | ± 3,3 | ± 5,2 |
| 5 | 0,865 | ± 2,8 | ± 5,7 | ± 2,3 | ± 4,3 | ± 3,0 | ± 6,1 |
| 5 | 1 | ± 2,0 | - | ± 1,5 | - | ± 2,0 | - |
| 20 | 0,5 | ± 3,2 | ± 2,1 | ± 2,8 | ± 3,1 | ± 3,2 | ± 3,1 |
| 20 | 0,8 | ± 2,1 | ± 2,9 | ± 2,0 | ± 3,4 | ± 2,1 | ± 3,6 |
| 20 | 0,865 | ± 1,9 | ± 3,3 | ± 1,9 | ± 3,6 | ± 2,0 | ± 3,9 |
| 20 | 1 | ± 1,4 | - | ± 1,4 | - | ± 1,4 | - |
| 100, 120 | 0,5 | ± 2,6 | ± 2,0 | ± 2,8 | ± 3,1 | ± 2,5 | ± 3,0 |
| 100, 120 | 0,8 | ± 1,8 | ± 2,4 | ± 2,0 | ± 3,4 | ± 1,8 | ± 3,2 |
| 100, 120 | 0,865 | ± 1,7 | ± 2,7 | ± 1,9 | ± 3,6 | ± 1,8 | ± 3,4 |
| 100, 120 | 1 | ± 1,2 | - | ± 1,4 | - | ± 1,3 | - |
Примечание - границы погрешностей рассчитаны по методике РД 153-34.0-11.209-99
Таблица 4 - Границы допускаемой основной относительной погрешности ИК АИИС при измерении активной (SWoA) энергии
| I, % от Iном | cos ф | ИК № 1 | ИК № 36, 37 | ИК № 38, 39 |
| S., % | Sw, % | SwOA, % |
| 2 | 0,5 | - | ± 4,9 | - |
| 2 | 0,8 | - | ± 2,7 | - |
| 2 | 1 | - | ± 1,9 | - |
| 5 | 0,5 | ± 5,4 | ± 3,1 | ± 5,4 |
| 5 | 0,8 | ± 2,9 | ± 1,9 | ± 2,9 |
| 5 | 1 | ± 1,8 | ± 1,2 | ± 1,7 |
| 20 | 0,5 | ± 3,0 | ± 2,4 | ± 2,8 |
| I, % от Iном | cos ф | ИК № 1 | ИК № 36, 37 | ИК № 38, 39 |
| <•.., % | <\., % | <1., % |
| 20 | 0,8 | ± 1,7 | ± 1,4 | ± 1,5 |
| 20 | 1 | ± 1,2 | ± 0,99 | ± 0,99 |
| 100, 120 | 0,5 | ± 2,3 | ± 2,4 | ± 2,1 |
| 100, 120 | 0,8 | ± 1,4 | ± 1,4 | ± 1,1 |
| 100, 120 | 1 | ± 0,99 | ± 0,99 | ± 0,78 |
Примечание - границы погрешностей рассчитаны по методике РД 153-34.0-11.209-99
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист документа 08.2013.001-АУФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Черниговец». Формуляр».
Комплектность
Комплектность АИИС представлена в таблице 5. Таблица 5 - Комплектность АИИС
| Наименование | Тип, обозначение | Количество |
| Трансформаторы тока | ТШЛ-СЭЩ-10 | 6 шт. |
| ТПОЛ 10 | 3 шт. |
| ТШП-0,66 | 6 шт. |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ-СЭЩ-6 | 6 шт. |
| НТМИ-6 | 1 шт. |
| Счетчики | СЭТ-4ТМ.03М | 4 шт. |
| СЭТ-4ТМ.03 | 1 шт. |
| УСПД | ЭКОМ-3000 | 2 шт. |
| Программный комплекс | Энергосфера | 1 шт. |
| Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Черниговец». Формуляр | 08.2013.001-АУ ФО | 1 шт. |
| Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Черниговец». Методика поверки | 014-30007-2013 | 1 шт. |
Поверка
осуществляется по документу 014-30007-2013 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Черниговец». Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» в октябре 2013 г.
Основное поверочное оборудование: мультиметр АРРА-109, вольтамперфазометр «Парма ВАФ-А», измеритель комплексных сопротивлений электрических цепей «Вымпел», тайм-серверы NTP, входящие в состав эталонов времени и частоты ВНИИФТРИ.
Поверка измерительных компонентов АИИС проводится в соответствии со следующими нормативными и техническими документами по поверке:
- измерительные трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003;
- измерительные трансформаторы напряжения - в соответствии с
ГОСТ 8.216-2011;
- 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.
Лист № 7
Всего листов 7
- счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в сентябре 2004 г.
- УСПД «ЭКОМ-3000» - в соответствии с 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 (АИИС КУЭ) ЗАО «Черниговец» и системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Черниговец». Свидетельство об аттестации методики измерений №179-01.002492013 от 06.10.2013 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. 08.2013.001-АУ.ТРП Автоматизированная информационно - измерительная система коммерческого учета электроэнергии ОАО «Черниговец». Технорабочий проект.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
