Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "МРСК Волги" - филиал "Самарские распределительные сети" ПС 110/10 кВ Кошки (АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Кошки), 53175-13

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "МРСК Волги" - филиал "Самарские распределительные сети" ПС 110/10 кВ Кошки предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени, сбора, обработки и хранения полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Кошки представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Кошки решает следующие задачи:

-    Автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;

-    периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии и значениях электроэнергии с нарастающим итогом с дискретностью учета 30 минут и данных о состоянии средств измерений;

-    хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

-    передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие места (АРМы);

-    представление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера электросетевых и энергосбытовых организаций;

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

-    диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

-    конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

-    ведение времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень (ИИК) включает в себя: трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S,

0,5S и 0,5 по ГОСТ 7746-68, ГОСТ 7746-78, ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 и 1,0 по ГОСТ 1893-67, ГОСТ 1893-77, ГОСТ 1893-89 счетчики активной и реактивной энергии ЦЭ 6850 класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 для активной энергии и 0,5 по ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ Р 52323-2005 и 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 для реактивной энергии и счетчики активной и реактивной энергии СЭТ-4ТМ.03 класса 0,2S 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 для активной энергии и 0,5 по ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ Р 52323-2005 и 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 для реактивной энергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1 (24 точки измерений);

2-й    уровень - устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе контроллера измерительного программируемого ВЭП-01 со встроенным устройством синхронизации системного времени;

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД), автоматизированные рабочие места персонала и программное обеспечение (ПО).

Первичные 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 преобразуют 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. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:

-    активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляется для интервалов времени 30 мин;

-    средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где производится дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по линиям связи на верхний уровень системы (сервер БД).

На верхнем - третьем уровне системы выполняется формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Отображение информации на мониторах АРМ и передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, по каналам связи до интернет-провайдера (основной и резервный канал связи).

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени СОЕВ, включающей в себя приемник сигналов спутникового времени. Приемник сигналов спутникового времени входит в состав УСПД ВЭП-01. Время УСПД синхронизировано с временем приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. УСПД осуществляет коррекцию времени сервера БД и счетчиков. Сличение времени счетчиков со временем УСПД осуществляется один раз в сутки, корректировка времени выполняется при расхождении времени счетчиков со временем УСПД ± 1 с. Сличение времени сервера БД с временем УСПД один раз в сутки, корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера БД со временем УСПД ± 1 с. Погрешность системного времени ± 5 с/сутки.

Журналы событий счетчиков электрической энергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройства в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Кошки используется программный комплекс (ПК) "Энергосфера".

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010 - С.

ПК "Энергосфера" внесен в Госреестр в составе ПТК "ЭКОМ" № 19542-05.

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - влияния нет. Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1

Таблица 1

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2

Но

мер

ИК

Наименование объекта

Вид

электро

энергии

Метрологические характеристики ИК

Состав измерительного канала

Счетчик УСПД

ТТ

ТН

«    ,

й    °

§    £

(D    И

&    °

С    а

8°

виях, %

к

«

§

о

О

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т.

0,2S/0,5

ТОЛ-СЭЩ-10

1500/5,

Кл. т. 0,2S

Активная,

реактивная

1,6

0,

С-1-Т 10 кВ (яч.9)

8

НАМИТ-10-

2

10000/100, Кл. т. 0,5

1,5

2,6

3,1

5,4

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т.

0,2S/0,5

ТОЛ-СЭЩ-10

150/5,

Кл. т. 0,5S

Активная,

1,1

2,3

Кшк-1 (яч.1)

9

реактивная

ТОЛ-СЭЩ-10

150/5,

Кл. т. 0,5S

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т.

0,5S/1,0

Активная,

реактивная

3,3

5,5

1,2

2,4

Кшк-2 (яч.5)

10

СЭТ-4ТМ.03.М Кл. т.

0,2S/0,5

ТОЛ-СЭЩ-10

100/5,

Кл. т. 0,5S

Кшк-3 (яч.7)

11

Активная,

реактивная

3,1

5,4

1,1

2,3

ТОЛ-СЭЩ-10

100/5,

Кл. т. 0,5S

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т.

0,2S/0,5

Кшк-4 (яч.10)

12

13

НАМИТ-10-

2

10000/100, Кл. т. 0,5

ТОЛ-СЭЩ-10

200/5,

Кл. т. 0,5S

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т.

0,2S/0,5

Кшк-7 (яч3)

ТОЛ-СЭЩ-10

200/5,

Кл. т. 0,5S

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т.

0,2S/0,5

14

Кшк-11 (яч3)

Активная,

реактивная

3,1

5,4

1,1

2,3

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т.

0,2S/0,5

ВЭП-

01

ТОЛ-СЭЩ-10

100/5,

Кл. т. 0,5S

15

Кшк-12 (яч.4)

ТОЛ-СЭЩ-10

50/5,

Кл. т. 0,5S

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т.

0,2S/0,5

16

Р1Т (яч.8)

ТОЛ-СЭЩ-10

600/5,

Кл. т. 0,2S

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т.

0,2S/0,5

Активная,

реактивная

0,8

1,5

1,6

2,6

С-2-Т 10 кВ (яч.18)

17

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т.

0,2S/0,5

ТОЛ-СЭЩ-10

200/5,

Кл. т. 0,5S

НАМИТ-10-

2

10000/100, Кл. т. 0,5

18

Кшк-5 (яч.15)

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т.

0,2S/0,5

ТОЛ-СЭЩ-10

75/5,

Кл. т. 0,5S

Активная,

реактивная

3,1

5,4

1,1

2,3

Кшк-6 (яч.16)

19

ТОЛ-СЭЩ-10

100/5,

Кл. т. 0,5S

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т.

0,2S/0,5

Кшк-8 (яч.19)

20

Метрологические характеристики ИК

Но

мер

ИК

Наименование объекта

Вид

электро

энергии

Состав измерительного канала

Счетчик УСПД

ТН

ТТ

в-

ьо

Й 5 § * в £

еч & ° Пар

о

виях. %

н

в

но

с

О

ТОЛ-СЭЩ-10

150/5,

Кл. т. 0,5S

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т.

0,2S/0,5

21

Кшк-9 (яч.20)

22

Кшк-10 (яч.21)

1,1

2,3

3,1

5,4

ВЭП-

01

23

Кшк-13 (яч.22)

ТОЛ-СЭЩ-10

100/5,

Кл. т. 0,5S

ТОЛ-СЭЩ-10

50/5,

Кл. т. 0,5S

НАМИТ-10-

2

10000/100, Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т.

0,2S/0,5

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т.

0,2S/0,5

Активная,

реактивная

ТОЛ-СЭЩ-10

50/5,

Кл. т. 0,5S

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т.

0,2S/0,5

24

Р2Т (яч.23)

Примечания:

1    Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);

2    В качестве характеристик основной относительной погрешности указаны границы интервала соответствующие вероятности 0,95;

3    Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО;

4    Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС:

-    параметры сети: напряжение (0,98*1,02) ином; ток (1*1,2) 1ном, cos j = 0,9 инд.; частота (49,6*50,4) Гц;

-    температура окружающей среды (20 ± 5) °С.

5    Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС:

-    параметры сети: напряжение (0,9*1,1) Ином; ток (0,05*1,2) 1ном для ИК № 1 - 7, (0,01*1,2) 1ном для ИК № 8 - 24; 0,5 инд. < cosj < 0.8 емк.; частота (47,5*52,5) Гц;

-допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 70 °С, для счетчиков от минус 40 °С до + 55 °С; для сервера от + 10 до + 35 °С; для УСПД от минус 35 °С до + 50 °С;

6    Погрешность в рабочих условиях указана для I = 0,05 1ном, cos j=0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков в точках измерений от + 10 до + 35 °С для ИК № 1 - 7; для I = 0,02 1ном, cos j=0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков в точках измерений от + 10 до + 35С для ИК № 8, 17; для I = 0,02 1ном, cos j=0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков в точках измерений от минус 30 до + 35 С для ИК № 9 -16, 18 - 24;

7    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

8    Допускаются замена измерительных трансформаторов и счетчиков на ана

логичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО "МРСК Волги" - филиал "Самарские распределительные сети" порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых компонентов:

-    электросчетчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000

ч среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    электросчетчик СЭТ-4ТМ.03М- среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 ч среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    электросчетчик ЦЭ 6850 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    УСПД ВЭП-01- среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 107300 ч среднее время восстановления работоспособности 1в = 1 ч.

Надежность системных решений:

-    питание УСПД основной сети и резервной сети; основное от сети переменного тока напряжением от 85^264 В; резервное от сети постоянного тока напряжением от 85^264 В или от сети переменного тока напряжением от 85-264 В;

-    резервирование питания оборудования центра сбора информации (сервера БД, коммуникационного оборудования) с помощью источника бесперебойного питания UPS;

-    резервирование каналов связи: основной канал связи между ИВК и ИВКЭ выполнен на основе телефонной сети общего пользования (ТфОП) с помощью Hayes-модема, резервный канал связи на основе беспроводной сотовой связи с помощью GSM-модема; информация о результатах измерений может передаваться в организации - участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты;

Регистрация событий:

•    в журнале событий счетчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекция времени в счетчике;

•    журнал УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

Защищенность применяемых компонентов:

•    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера БД;

•    защита информации на программном уровне:

-    установка пароля на счетчик;

-    установка пароля на УСПД;

-    установка пароля на сервер БД;

Глубина хранения информации:

•    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

•    УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому ИК - 45 суток (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - не менее 5 лет;

•    ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится типографским способом в верхний правый угол на титульные листы паспорта и руководства по эксплуатации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии ОАО "МРСК Волги"

- филиал "Самарские распределительные сети" ПС 110/10 кВ Кошки (АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Кошки).

Комплектность

Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО "МРСК Волги" - филиал "Самарские распределительные сети" ПС 110/10 кВ Кошки (АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ кошки) определяется проектной документацией на систему и приведено в паспорте ПССД.011.073-АУЭ ПФ.

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

Поверка

осуществляется по документу "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "МРСК Волги" - филиал "Самарские распределительные сети" ПС 110/10 кВ Кошки (АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Кошки). Методика поверки" 120-05-056-2012 МП утвержденному ГЦИ СИ ФБУ "Ульяновский ЦСМ" 06 августа 2012 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

-    ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;

-    ТН - по ГОСТ 8.216-88 и/или по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005;

-    ЦЭ6850 - по методике поверки ИНЕС.41152.034 Д1;

-    СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ 411152.124 РЭ1;

-    СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ 411152.145 РЭ1;

-    УСПД ВЭП-01 - по МП 4220-001-36888188-2003;

Средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком - по методике поверки АИИС КУЭ ПС 100/10 кВ Кошки.

Сведения о методах измерений

Методы измерений изложены в инструкции по эксплуатации ПССД. 011.073-АУЭ И4.

Нормативные документы и технические документы, устанавливающие требования к

системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО "МРСК Волги" - филиал "Самарские распределительные сети" ПС 110/10 кВ Кошки

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

ГОСТ Р 8.596-2002 "ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения".

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.