Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/35/28/10 кВ "Магдагачи" Амурского предприятия МЭС Востока КТПН 10/0,4 кВ ОАО "Вымпел-Коммуникация", 49726-12

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/35/28/10 кВ «Магдагачи» Амурского предприятия МЭС Востока КТПН 10/0,4 кВ ОАО «Вымпел-Коммуникация» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительный канал (ИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5S и счетчики активной и реактивной электроэнергии Альфа А1800 класса точности 0,5S (в части активной электроэнергии) и 1,0 (в части реактивной электроэнергии), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

Счетчик электрической энергии обеспечен энергонезависимой памятью для хранения профиля нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 35 суток, данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а так же запрограммированных параметров.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК).

Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:

-    сбор информации (результаты измерений, журнал событий);

-    обработку данных и их архивирование;

-    хранение информации в базе данных сервера филиала ОАО «Федеральная Сетевая Компания Единой Энергетической Системы» - МЭС Востока (филиала ОАО «ФСК ЕЭС» -МЭС Востока) не менее 3,5 лет;

-    доступ к информации и ее передачу в организации-участники ОРЭ.

ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных; устройства синхронизации системного времени на базе приемника GPS; автоматизированных рабочих мест (АРМ) на базе ПК; каналообразующей аппаратуры; средств связи и передачи данных.

Измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. 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, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервалах времени, длительность которых задается программно и может составлять 1, 2, 3, 5, 10, 15, 30 минут. В памяти счетчиков ведутся профили нагрузки и графики параметров сети.

Коммуникационный сервер ПО «Альфа-Центр» проводит автоматический опрос счетчика АИИС КУЭ ПС 220/35/28/10 кВ «Магдагачи» Амурского предприятия МЭС Востока КТПН 10/0,4 кВ ОАО «Вымпел-Коммуникация». Опрос выполняется по каналу связи, используя технологии передачи данных по сетям GSM с помощью GSM модема Wavecom.

По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически передает полученные данные в базу данных сервера БД ИВК ЦСОД МЭС Востока. В сервере БД ИВК ЦСОД МЭС Востока информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.

Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.

Система обеспечения единого времени (СОЕВ) построена на базе навигационного приемника глобальной системы позиционирования (GPS). GPS - приемник подключен к устройству синхронизации системного времени УССВ-35HVS, которое подключено по интерфейсу RS232 непосредственно к коммуникационному серверу ИВК. В программных настройках сервера ИВК установлен признак ведения времени от GPS.

УССВ синхронизирует внутренние часы сервера БД ИВК ЦСОД МЭС Востока при расхождении внутренних часов сервера и УССВ при расхождении на величину более ± 2 с.

Таким образом, СОЕВ АИИС ПС 220/35/28/10 кВ «Магдагачи» Амурского предприятия МЭС Востока КТПН 10/0,4 кВ ОАО «Вымпел-Коммуникация» обеспечивает погрешность часов компонентов в системе не хуже нормированного значения ± 5 секунд.

Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

Таблица 1. Идентификационные данные специализированного программного обеспечения

Технические характеристики

Состав измерительного канала (ИК) и метрологические характеристики измерительно-информационного комплекса (ИИК) АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Таблица 2. Состав ИК и метрологические характеристики ИИК

Примечания:

1.    1. В Таблице 2 в графе «Погрешность ИИК в рабочих условиях эксплуатации, ± %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИИК при доверительной вероятности Р=0,95, соБф=0,5 (sin9=0,87), токе ТТ, равном 2 % от 1ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 15 °С до 30 °С .

2.    Нормальные условия:

-    параметры питающей сети: напряжение (220±4,4) В; частота (50 ± 0,5) Гц;

-    параметры сети: диапазон напряжения (0,98 - 1,02)ин; диапазон силы тока (1,0 - 1,2)1н; диапазон коэффициента мощности соБф ^шф) - 0,87(0,5); частота (50 ± 0,5) Гц;

-    температура окружающего воздуха: ТТ - от минус 40 °С до 50 °С;ТН- от минус 40 °С до 50 °С; счетчиков: в части активной энергии (23±2) °С, в части реактивной энергии (20±2) °С; УСПД - от 15 °С до 25 °С;

-    относительная влажность воздуха (70±5) %;

-    атмосферное давление (100±4) кПа.

3.    Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)ин1; диапазон силы первичного тока (0,01 (0,02) - 1,2)1н1; коэффициент мощности соБф ^шф) 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

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

-    относительная влажность воздуха (70±5) %;

-    атмосферное давление (100±4) кПа.3

Для электросчетчиков:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока (0,01 -1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности соБф ^шф) 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 (100±4) кПа.

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 (100±4) кПа

4.    Измерительные каналы включают измерительные трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, счетчики электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электрической энергии и по ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электрической энергии;

5.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ ПС 220/35/28/10 кВ «Магдагачи» Амурского предприятия МЭС Востока КТПН 10/0,4 кВ ОАО «Вымпел-Коммуникация» как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

-    счетчик - среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа Альфа А1800 - не менее 120000 часов; среднее время восстановления работоспособности 48 часов;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 1 ч.

Надежность системных решений:

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

-    журналы событий счетчика фиксируют факты:

-    параметрирование;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени;

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    испытательной коробки;

лист № 6 всего листов 8

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирование:

-    пароль на счетчике;

-    пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты - С.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания: для счетчиков типа Альфа А1800 - не менее 30 лет;

-    ИВК - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее

3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/35/28/10 кВ «Магдагачи» Амурского предприятия МЭС Востока КТПН 10/0,4 кВ ОАО «Вымпел-Коммуникация» типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ ПС 220/35/28/10 кВ «Магдагачи» Амурского предприятия МЭС Востока КТПН 10/0,4 кВ ОАО «Вымпел-Коммуникация» представлена в таблице 3.

Таблица 3. Комплектность АИИС КУЭ ПС 220/35/28/10 кВ «Магдагачи» Амурского предприятия МЭС Востока КТПН 10/0,4 кВ ОАО «Вымпел-Коммуникация»_

осуществляется по документу «МП 49726-12 Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/35/28/10 кВ «Магдагачи» Амурского предприятия МЭС Востока КТПН 10/0,4 кВ ОАО «Вымпел-Коммуникация». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в марте 2012 года.

Перечень основных средств поверки:

-    Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    Средства измерений МИ 3196-2009. «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

-    Счетчик Альфа А1800 - в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;

-    Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений 27008-04;

-    Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-    термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от -20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе ЕМНК.466454.030-364.ИЭ «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ПС 220/35/28/10 кВ «Магдагачи» Амурского МСК (применительно к АИИС КУЭ ПС 220/35/28/10 кВ «Магдагачи» Амурского предприятия МЭС Востока КТПН 10/0,4 кВ ОАО «Вымпел-Коммуникация»). Инструкция по эксплуатации комплекса технических средств».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПС 220/35/28/10 кВ «Магдагачи» Амурского предприятия МЭС Востока КТПН 10/0,4 кВ ОАО «Вымпел-Коммуникация»

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.

Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5 S».

ГОСТ ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания». ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные

положения».

ЕМНК.466454.030-364.ИЭ «Автоматизированная информационно-измерительная система

коммерческого учета электроэнергии ПС 220/35/28/10 кВ «Магдагачи» Амурского МСК»

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.