Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ЗАО «Сибирский антрацит» (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 двухуровневую структуру:
- 1-й уровень - информационно-измерительные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);
- 2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК).
ИИК ТИ состоит из:
- трансформаторов тока (ТТ);
- трансформаторов напряжения (ТН);
— счётчиков электроэнергии типов СЭТ-4ТМ.03М.
ИВК состоит из:
- ИКМ-Пирамида,
- 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 значе-
ния 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 30минутный 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 в ИКМ-Пирамида. Каналы передачи данных от счетчиков до ИКМ-Пирамида образованы через контроллер «СИКОН ТС65» по сети GPRS/GSM - основной канал передачи данных или через модемы Siemens TC35i и Siemens MC35i - резервный канал передачи данных.
ИКМ-Пирамида осуществляет сбор результатов измерений со счетчиков, их обработку, заключающуюся в умножении на коэффициенты трансформации ТТ и ТН. ИКМ-Пирамида 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 ОАО «АТС», РДУ ОАО «СО ЕЭС» (Новосибирское РДУ), ОАО «СибирьЭнерго» и другим заинтересованным организациям.
Связь между ИКМ-Пирамида 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 ZyXEL.
ИИК ТИ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК). Перечень измерительных каналов и состав ИИК ТИ приведен в таблице1.
АИИС выполняет измерение времени в шкале UTC(SU). Синхронизация шкалы времени ИКМ-Пирамида со шкалой времени UTC(SU) осуществляется с помощью устройств синхронизации времени УСВ-2. Часы ИКМ-Пирамида синхронизируются с УСВ-2 непрерывно. Синхронизация часов счетчиков происходит раз в сутки по часам ИКМ-Пирамида, при условии, что поправка 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 | диспетчерское наименование присоединения | трансформаторы тока | трансформаторы напряжения | счетчики |
| тип | зав. № | коэф. тр. | кл. т. | тип | зав. № | коэф. тр. | кл. т. | тип | зав. № | кл. т. |
| 1 | ВЛ 110кВ 10-16Т. ПС «Таль-менка» | ТБМО-110 УХЛ1 | 1105, 1106, 1107 | 50/1 | 0,2S | НАМИ-110 УХЛ1 | 792, 813, 829 | 110000^3 100V3 | 0,2 | СЭТ-4ТМ. 03М | 0806 1010 74 | 0,2S /0,5 |
| 2 | ВЛ 110кВ | ТБМО- | 5416, | | | НАМИ- | 4869, | 110000^3 100V3 | | СЭТ- | 0805 | 0,2S/ 0,5 |
| 10-16Л. | 110 | 5418, | 50/1 | 0,2S | 110 | 4854, | 0,2 | 4ТМ. | 1011 |
| ПС «Ле- | УХЛ1 | 5417 | | | УХЛ1 | 4867 | | 03М | 22 |
| № ИК | диспетчерское наименование присоединения | трансформаторы тока | трансформаторы напряжения | счетчики |
| тип | зав. № | коэф. тр. | кл. т. | тип | зав. № | коэф. тр. | кл. т. | тип | зав. № | кл. т. |
| гостаево» | | | | | | | | | | | |
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 | 2168821248 | CRC32 |
| Расчёт текущих значений | PCurrentV alues.dll | 1.0.0.0 | 2869679500 | CRC32 |
| Заполнение отсутствующего профиля | PFillProfile.dll | 1.0.0.1 | 1343868580 | CRC32 |
| Фиксация данных | PFixData.dll | 1.0.0.0 | 2785434575 | CRC32 |
| Расчёт зафиксированных показаний из профиля мощности | PFixed.dll | 1.1.0.0 | 336649577 | CRC32 |
| Расчёт базовых параметров | PProcess.dll | 2.0.2.0 | 1726524298 | CRC32 |
| Замещение данных | PReplace.dll | 1.0.0.0 | 536220022 | CRC32 |
| Расчёт целочисленного профиля | PRoundV alues.dll | 1.0.0.0 | 3259117078 | CRC32 |
| Расчёт мощно-сти/энергии из зафиксированных показаний | PValuesFrom-Fixed.dll | 1.0.0.0 | 3476001381 | CRC32 |
| Драйвер для счётчиков СЭТ-4ТМ.03М | SET4TM02.dll | 1.0.0.6 | 771938039 | 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.....................................................................................................от 2 до 120%
напряжение, % от ином....................................................................................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 (dW) и реактивной (SWP) энергии ИК АИИС в рабочих условиях применения для значений тока (I) 2, 5, 20, 100, 120% номинального и значений коэффициента мощности (cos ф) 0,5, 0,8, 0,865 и 1.
| I, % от 1ном | cos ф | dWA, ±% | 6WP, ±% |
| 2 | 0,5 инд, 0,5 емк. | 1,9 | 2,0 |
| 2 | 0,8 инд., 0,8 емк. | 1,4 | 2,2 |
| 2 | 0,865 инд., 0,865 емк. | 1,3 | 2,4 |
| 2 | 1 | 1,1 | - |
| 5 | 0,5 инд, 0,5 емк. | 1,4 | 1,8 |
| 5 | 0,8 инд., 0,8 емк. | 1,1 | 2,0 |
| 5 | 0,865 инд., 0,865 емк. | 1,1 | 2,1 |
| 5 | 1 | 0,77 | - |
| 20 | 0,5 инд, 0,5 емк. | 1,2 | 1,6 |
| 20 | 0,8 инд., 0,8 емк. | 0,92 | 1,9 |
| 20 | 0,865 инд., 0,865 емк. | 0,89 | 1,9 |
| 20 | 1 | 0,70 | - |
| 100, 120 | 0,5 инд, 0,5 емк. | 1,2 | 1,6 |
| 100, 120 | 0,8 инд., 0,8 емк. | 0,92 | 1,9 |
| 100, 120 | 0,865 инд., 0,865 емк. | 0,89 | 1,9 |
| 100, 120 | 1 | 0,70 | - |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист Паспорта-Формуляра РЭМ.022-ДВ/05-11.АКУ. ФО «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ЗАО «Сибирский антрацит»
Комплектность
| Тип | № Госреестра | Количество, шт. |
| Трансформаторы тока: |
| ТБМО-110 УХЛ1 | №23256-05 | 6 |
| Трансформаторы напряжения: |
| НАМИ-110 УХЛ1 | №24218-08 | 6 |
| Счетчики электрической энергии: |
| СЭТ -4ТМ.03М | №36697-08 | 2 |
| ИВК: |
| ИКМ-Пирамида | №29484-05 | 1 |
| УСВ-2 | №41681-09 | 1 |
| АРМ | 1 |
| Связующие компоненты: |
| Контроллер Сикон ТС65 | 1 |
| Модем Siemens МС35i | 1 |
| Модем Siemens TC35i | 1 |
| Модем ZyXEL | 1 |
| Документация |
| РЭМ.022-ДВ/05-11.АКУ. ФО «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ЗАО «Сибирский антрацит» Паспорт-Формуляр» |
| РЭМ.022-ДВ/05-11.АКУ. Д1 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ЗАО «Сибирский антрацит». Методика поверки» |
Поверка
осуществляется по методике поверки РЭМ.022-ДВ/05-11.АКУ. Д1 «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ЗАО «Сибирский антрацит». Методика поверки», утвержденной ФГУП «СНИИМ» в июле 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;
- 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.
- 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-2 - в соответствии с методикой поверки: «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 237.00.001И1», утвержденной ФГУП ВНИИФТРИ 12.05.2010.
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ЗАО «Сибирский антрацит». Свидетельство об аттестации методики измерений №100-01.00249-2011 от 21 июля 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 52323-2005 (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.
5. ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Статические счетчики реактивной энергии.
6. РЭМ.022-ДВ/05-11.АКУ. «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ЗАО «Сибирский антрацит». Технорабочий проект» Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
