Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 500 кВ Южная, 49440-12

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 500 кВ Южная (далее - АИИС КУЭ ПС 500 кВ Южная) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, времени и интервалов времени.

Описание

АИИС КУЭ ПС 500 кВ Южная является двухуровневой системой с иерархической распределенной обработкой информации:

-    первый - уровень измерительных каналов (далее - ИК);

-    второй - уровень информационно-вычислительного комплекса электроустановки (далее - ИВКЭ);

В состав АИИС КУЭ ПС 500 кВ Южная входит система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), формируемая на всех уровнях иерархии.

АИИС КУЭ ПС 500 кВ Южная решает следующие задачи:

-    измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

-    формирование защищенного от несанкционированных изменений архива результатов измерений, с указанием времени проведения измерения и времени поступления данных в электронный архив, формирование архива технической и служебной информации;

-    передача результатов измерений (1 раз в сутки);

-    синхронизация времени в автоматическом режиме всех элементов ИК и с помощью СОЕВ, соподчиненной национальной шкале времени безотносительно к интервалу времени с пределами погрешности ± 5 с;

-    автоматизированный (1 раз в сутки) контроль работоспособности программнотехнических средств ИК и ИВКЭ;

-    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.).

АИИС КУЭ ПС 500 кВ Южная включает следующие уровни:

1-й    уровень ИК состоит из 6 измерительных каналов и включает в себя:

-    измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0,2; 0,5;

-    измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5;

-    счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа класса точности

0,2S/0,5; 1/-;

-    вторичные измерительные цепи.

2-й    уровень ИВКЭ включает в себя;

-    технические средства приемо-передачи данных (каналообразующая аппаратура);

-    устройство сбора и передачи данных (УСПД).

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчика. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия вычисляется для интервалов времени 30 мин суммированием результатов измерений средней мощности, полученной путём интегрирования за интервал времени 0,02 с.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность на интервале времени усреднения 30 мин вычисляется по 30-ти минутным приращениям электрической энергии.

АИИС КУЭ ПС 500 кВ Южная оснащена СОЕВ. Синхронизация времени производится с помощью устройства синхронизации системного времени (УССВ) на базе GPS приемника, принимающего сигналы GPS. От УССВ синхронизируются внутренние часы УСПД, а от них -внутренние часы счетчиков, подключенных к УСПД.

Регламентированный доступ к информации серверов данных АИИС КУЭ с автоматизированных рабочих мест (АРМ) операторов осуществляется через сегмент локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия по интерфейсу Ethernet.

Механическая защита от несанкционированного доступа обеспечивается пломбированием:

-    испытательной коробки (специализированного клеммника);

-    крышки клеммных отсеков счетчиков.

Программное обеспечение

Функции программного обеспечения (метрологически не значимой части):

-    периодический (1 раз в 30 минут) и/или по запросу автоматический сбор результатов измерений с заданной дискретностью учета (30 минут);

-    автоматическая регистрация событий в «Журнале событий»;

-    хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений в специализированной базе данных;

-    автоматическое получение отчетов, формирование макетов согласно требованиям получателей информации, предоставление результатов измерений и расчетов в виде таблиц, графиков с возможностью получения печатной копии;

-    использование средств электронной цифровой подписи для передачи результатов измерений в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ (КО));

-    конфигурирование и параметрирование технических средств программного обеспечения;

-    предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к данным;

-    сбор недостающих данных после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;

-    передача данных на серверы обработки данных;

-    автоматический сбор данных о состоянии средств измерений;

-    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.д.);

-    диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ ПС 500 кВ Южная, событий в АИИС КУЭ ПС 500 кВ Южная.

Функции программного обеспечения (метрологически значимой части):

-    конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ ПС 500 кВ Южная;

-    обработка результатов измерений в соответствии с параметрированием УСПД;

-    автоматическая синхронизация времени (внутренних часов). Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010 и обеспечивается:

-    установкой пароля на счетчик;

-    установкой пароля на сервер;

-    защитой результатов измерений при передаче информации (использованием электронной цифровой подписи).

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - влияния нет.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики

Лист № 4 Всего листов 9

Продолжение таблицы 2

BJI-220 кВ Южная-Чёрный Яр

BJI-220 кВ Черный яр

BJI-220 кВ Кировская-3

к»

Счетчик

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

тт

ТН

тт

W

н

д

II

to

to

о

о

о

о

^L|

о

о

иГ

W

н

д

II

to

to

о

о

о

о

^L|

о

о

иГ

н

Д

II

to

to

о

о

о

о

иГ

On

о\

On

On

■

VO

^1

On

On

On

On

I

VO

^1

о\

On

On

On

I

VO

^1

Н

II

о

to

td

>

td

>

td

>

td

>

td

>

td

>

О

о

о

о

о

о

н

О

to

2200000

2200000

сл

2200000

TI

о

рэ

Я

н

д

со

д

р

TI

<т>

рэ

Я

н

д

со

д

Р

TI

<т>

рэ

Я

н

д

со

д

р

>

П

д

со

Д

Р

>

п

д

СИ

д

р

>

П

д

со

Д

Р

С\

Н- Н-

JO ^

“и)

Н- Н-

JO ^

Н- Н-

^ о

'Л оо

<1

оо

'Л "о

'Л "о

Н- Н-

J-" J ° оо и

Продолжение таблицы 2

фидер № 34 ЛЭП-бкВ ПС Тингута (ячейка №15)

ОВВ-220 кВ

к»

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

W

н

д

II

to

to

о

о

о

о

^L|

о

о

иГ

ON

о\

On

о\

■

VO

^1

On

ON

On

On

I

VO

^1

Н

о

о

о

td

>

td

>

td

>

td

>

О

о

о

о

М

>

н

е

со

Н

е

со

to

to

0 СП

1

НЧ

<

to

to

0 СП

1

НЧ

<

TI

to

td

2200000

12000

т

TI

о

РЭ

Я

н

к

со

д

Р

TI

<т>

РЭ

Я

н

д

со

д

р

>

п

д

СИ

д

р

>

П

д

со

Д

Р

С\

Н- Н-

JO ^ 1о “' М

Н- Н-to ^

IO ^

<1

Н- Н-

JO р\

“о "о

Н- Н-

J J у>

\h> "о

00

Примечания:

1.    В графе 7 таблицы 2 «Основная погрешность ИК, %» приведены границы погрешности измерений электрической энергии и мощности при доверительной вероятности Р=0,95; cos9=0,87 (sin9=0,5) и токе ТТ, равном 1ном.

2.    В графе 8 таблицы 2 «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, %» приведены границы погрешности измерений электрической энергии и мощности посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95; cos9=0,5 (sin9=0,87) и токе ТТ, равном 10 % от 1ном.

3.    Нормальные условия эксплуатации:

-    параметры сети: диапазон напряжения (0,98 ^ 1,02)ином; диапазон силы тока (1,0 ^ 1,2)1ном; коэффициент мощности cosj=0,9 инд.

-    температура окружающего воздуха для счетчиков электрической энергии: от минус 40°С до 25°С; УСПД - от минус 40°С до 60°С;

-    магнитная индукция внешнего происхождения - 0 мТл;

-    относительная влажность воздуха (70±5) %;

-    атмосферное давление (750±30) мм рт.ст.

4.    Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 ^ 1,1)ином1; диапазон силы первичного тока (0,01 ^ 1,2)1ном1; коэффициент мощности cosj (sinj) 0,5 ^ 1,0 (0,6 ^ 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

-    температура окружающего воздуха от -30°С до 35°С;

-    относительная влажность воздуха (70±5) %;

-    атмосферное давление (750±30) мм рт.ст.

Для счетчиков электрической энергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 ^ 1,1)ином2; диапазон силы вторичного тока (0,01 ^ 1,2)1ном2; диапазон коэффициента мощности cosj (sinj) 0,5 ^ 1,0 (0,6 ^ 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

-    магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;

-    температура окружающего воздуха от 15°С до 30°С;

-    относительная влажность воздуха (40 ^ 60) %;

-    атмосферное давление (750±30) мм рт. ст.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

-    параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В, частота (50 ± 1) Гц;

-    температура окружающего воздуха от 15 °С до 30 °С;

-    относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

-    атмосферное давление (750 ± 30) мм рт.ст.

5.    Надежность применяемых в системе компонентов:

-    счётчик электрической энергии - среднее время наработки на отказ не менее Т = 80 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 48 ч;

-    УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 1 ч;

6.    Глубина хранения информации:

-    счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, не менее 70 суток; при отключении питания - не менее 30 лет.

-    УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электрической энергии по каждому ИК - не менее 45 суток (функция автоматическая); при отключении питания - не менее 3 лет.

7.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на однотипные с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена

оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ ПС 500 кВ Южная как его неотъемлемая часть.

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений времени ± 5 с.

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений интервалов времени ± 5 с/сут.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится в левой верхней части титульных листов эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии ПС 500 кВ Южная.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ ПС 500 кВ Южная приведена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ ПС 500 кВ Южная

Поверка

осуществляется по документу «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии ПС 500 кВ Южная - АИИС КУЭ ПС 500 кВ Южная. Методика поверки. 03165-59073365-05.МП».

Основные средства поверки:

-    переносной компьютер с программным обеспечением и оптический преобразователь для работы со счетчиками электрической энергии и с программным обеспечением для работы с радиочасами РЧ-011;

-    мультиметры Ресурс-ПЭ - 2 шт.;

-    радиочасы РЧ-011/2.

Сведения о методах измерений

Методика измерений электрической энергии приведена в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ПС 500 кВ Южная. Свидетельство об аттестации № 01.00230/51-2011 от 29.12.2011 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ПС 500 кВ Южная

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.