Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «КНАУФ ГИПС КУБАНЬ» (далее АИИС) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, средней активной и реактивной электрической мощности, измерения времени в координированной шкале времени UTC.
Описание
АИИС 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 календар
ному 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 изме
рений;
- 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 несанк
ционированного 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 двухуровневую структуру:
- 1-й уровень - информационно-измерительные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);
- 2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) с функцией сбора ин
формации от ИИК ТИ.
ИИК ТИ включают в себя:
- трансформаторы тока (ТТ);
- трансформаторами напряжения (ТН);
— счётчики электроэнергии.
В качестве ИВК используется комплекс измерительно-вычислительный для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР» (Г. р. №44595-10) на базе промышленного компьютера Intel в сборе Chassis SR 1300.
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 осуществляет-
ся 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.
ИВК осуществляет:
- опрос один раз в 30 минут счетчиков электрической энергии;
- сбор результатов измерений;
- обработку результатов измерений, заключающуюся в пересчете количества накоплен
н ых импульсов за период 30 минут в именованные величины, умножении полученных результатов на коэффициенты трансформации ТТ и ТН;
- хранение результатов измерений в базе данных Oracle.
На уровне ИВК обеспечивается визуальный просмотр результатов измерений из базы данных, формирование отчетов и передача результатов измерений во внешние системы по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 1.0, в том числе в:
- ПАК ОАО «АТС», г. Москва;
- ОАО «Кубаньэнерго», г. Краснодар;
- ОАО «Кубаньэнергосбыт», г. Краснодар;
- филиал ОАО «СО ЕЭС» Кубанское РДУ, г. Краснодар;
Лабинские электрические сети ОАО «Кубаньэнерго», г. Лабинск, самостоятельно осуществляют опрос счетчиков по коммутируемому радиоканалу стандарта GSM, минуя сервер ИВК АИИС.
Счетчики объединены шиной интерфейса RS-485. Опрос счетчиков со стороны ИВК производится по основному и резервному каналам, построенным однотипно с использованием преобразователя интерфейсов ICP CON 7520 и GSM-модема Siemens MS-35i по радиоканалам двух разных операторов сотовой связи стандарта GSM.
Связь между ИВК АИИС и внешними системами обеспечивается по радиоканалу стандарта GSM посредством модема Siemens MS-35i.
ИИК ТИ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК).
Перечень и состав ИК АИИС приведен в таблице 1.
АИИС КУЭ выполняет измерение времени в шкале UTC. Синхронизация часов сервера ИВК со шкалой UTC производится от устройства синхронизации времени типа УСВ-1 (Г. р. №28716-05) в постоянном режиме. Передача шкалы времени от ИВК часам счетчиков электрической энергии осуществляется каждый раз при их опросе. При опросе счетчика по окончании каждого 30-минутного интервала производится проверка рассинхронизации шкалы времени счетчиков. Сервер ИВК вычисляет разницу между показаниями своих часов и счетчика, и если поправка часов счетчика превышает ±1 с, производит коррекцию часов счетчика.
Таблица 1 - Перечень и состав ИК АИИС
№ ИК | Диспетчерское наименование присоединения | Трансформаторы тока | Трансформаторы напряжения | Счетчики эл ской эне | ектриче-ргии |
Тип, № Гос-реестра СИ | К-т тр. | Кл. точн. | Тип, № Госрее-стра СИ | К-т тр. | Кл. точн. | Тип, № Гос-реестра СИ | Класс точн. при измерении электро- |
эне | ргии |
| | | | | | | | | акт. | акт. |
1 | ПС-110/10 кВ "Псебай", ф. "П-14" | ТЛМ-10 Гр. №2473-05 | 400/5 | 0,5 | НТМИ-10-66 Г. Р. №831-69 | 10000/1 00 | 0,5 | Альфа А1800 Гр. №31857 06 | 0,5 S | 1 |
ТЛМ-10 Гр. №2473-05 | 400/5 | 0,5 |
2 | ПС-110/10 кВ "Псебай", ф. "П-13" | ТЛМ-10 Гр. №2473-05 | 400/5 | 0,5 | НТМИ-10-66 Г. Р. №831-69 | 10000/1 00 | 0,5 | Альфа А1800 Гр. №31857 06 | 0,5 S | 1 |
ТЛМ-10 Гр. №2473-05 | 400/5 | 0,5 |
3 | ПС-110/10 кВ "Псебай", ф. "П-31" | ТЛМ-10 Гр. №2473-05 | 400/5 | 0,5 | НТМИ-10-66 Г. Р. №831-69 | 10000/1 00 | 0,5 | Альфа А1800 Гр. №31857 06 | 0,5 S | 1 |
ТЛМ-10 Гр. №2473-05 | 400/5 | 0,5 |
4 | ПС-110/10 кВ "Шедок", ф. "Ш-11" | ТВЛМ-10 ГР. №1856-63 | 300/5 | 0,5 | НТМИ-10-66 Г. Р. №831-69 | 10000/1 00 | 0,5 | Альфа А1800 Гр. №31857 06 | 0,5 S | 1 |
ТПЛ-10 ГР. №1276-59 | 300/5 | 0,5 |
Программное обеспечение
В ИВК АИИС используется программное обеспечение «АльфаЦентр». Метрологически значимая часть ПО и ее идентификационные признаки приведены в таблице 2.
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 |
Коммуникационный сервер | Amrserver.exe | 3.28.0.0 | F6D543FC | CRC32 |
Ametc.exe | 3.28.0.0 | ED9FBC8F | CRC32 |
Ameta.exe | 3.28.0.0 | 9B7A1891 | CRC32 |
Amrc.exe | 3.28.3.0 | 539B9991 | CRC32 |
Amra.exe | 3.28.3.0 | 41358011 | CRC32 |
Модуль доступа к базам данных | Cdbora2.dll | 3.27.0.0 | F8DD19D9 | CRC32 |
Расчетный сервер | billsvr.exe | 3.27.0.0 | 171ECDDC | CRC32 |
Модуль синхронизации времени | GPSReader.exe | 3.31.1.0 | EFDE4804 | CRC32 |
Уровень защиты метрологически значимой части программного обеспечения в соответствии с МИ 3286-2010 соответствует уровню «С».
Технические характеристики
Количество измерительных каналов
Границы допускаемой относительной погрешности при доверительной вероятности Р=0,951 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 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
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, % от 1ном для всех ИК...................................................................от 5 до 120%;
напряжение, % от ином.........................................................................от 90 до 110%;
коэффициент мощности cos ф...............................................................0,5 инд.-1,0-0,8 емк.;
коэффициент реактивной мощности, sin ф...........................................0,5 инд.-1,0-0,5 емк.
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 измерительными каналами АИИС по электрическим, информационным и конструктивным параметрам.
Таблица 3. Границы допускаемой относительной погрешности измерений активной (dW) и реактивной (SWP) энергии ИК АИИС в рабочих условиях применения для значений тока 5, 20, 100, 120 % номинального и значений коэффициента мощности 0,5, 0,8, 0,865 и 1.
I, % от 1ном | Коэффициент мощности | ИК№1, 2, 3, 4 |
6WA,±% | 6WP ,±% |
5 | 0,5 | 5,7 | 4,0 |
5 | 0,8 | 3,4 | 5,3 |
5 | 0,865 | 3,1 | 6,2 |
5 | 1 | 2,1 | _ |
20 | 0,5 | 3,4 | 3,2 |
20 | 0,8 | 2,2 | 3,7 |
20 | 0,865 | 2,1 | 4,1 |
20 | 1 | 1,5 | _ |
100, 120 | 0,5 | 2,8 | 3,1 |
100,120 | 0,8 | 2,0 | 3,4 |
100, 120 | 0,865 | 1,9 | 3,6 |
100,120 | 1 | 1,4 | _ |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист документа «ЭМ.425210.015. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «КНАУФ ГИПС КУБАНЬ». Паспорт.
Комплектность
Наименование | Тип, модификация | Количество, шт. |
Сервер ИВК | Intel в сборе Chassis SR 1300 | 1 |
Автоматизированное рабочее место | _ | 3 |
Счетчик электрической энергии однофазный | Альфа А1800, A1805 RAL-P4GB-DW-3 | 4 |
Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 6 |
Трансформатор тока | ТВЛМ-10 | 1 |
Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 1 |
Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 3 |
«Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «КНАУФ ГИПС КУБАНЬ». Методика поверки | ЭМ.425210.015.Д1 | 1 |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Арсеньевэлектросервис». Паспорт | ЭМ.425210.015.ПС | 1 |
Поверка
осуществляется по документу ЭМ.425210.015.Д1 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «КНАУФ ГИПС КУБАНЬ». Методика поверки, утвержденному ФГУП «СНИИМ» «24» ноября 2011 г.
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 8.217-2003
- измерительные трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88
- счетчики электрической энергии А1800 - в соответствии с документом МП-2203-00422006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Менделеева» 19.05.2006 г.;
- ИВК - в соответстии с документом ДИЯМ.466453.006МП, утвержденным ГЦИ СИ ВНИ-ИМС 27.10.2000 г.;
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «КНАУФ ГИПС КУБАНЬ». Свидетельство об аттестации методики измерений №119-01.00249-2011 от «15» ноября 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 Р 52323-05 Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S;
5. ГОСТ Р 52425-05 Статические счетчики реактивной энергии;
6. ЭМ.425210.015. «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «КНАУФ ГИПС КУБАНЬ». Технорабочий проект.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.