Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "МРСК Волги" - филиал "Самарские распределительные сети" ПС 110/10 кВ Новая Кармала (АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Новая Кармала), 54526-13

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "МРСК Волги" - филиал "Самарские распределительные сети" ПС 110/10 кВ Новая Кармала (АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Новая Кармала) (далее - АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Новая Кармала) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки и хранения полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

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

АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Новая Кармала 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 в 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 - информационно-измерительный комплекс (ИИК) включает в себя: трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S и 0,5 по ГОСТ 7746-68, ГОСТ 7746-78, ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-77, ГОСТ 1983-2001, 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.03М класса 0,2S по ГОСТ Р 52323-2005 для активной энергии и 0,5 по ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ Р 52323-2005 для реактивной энергии, установленные на объектах, указанных в таблице 2 (6 точек измерений);

2-й    уровень - устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе контроллера измерительного программируемого ВЭП-01 со встроенным устройством синхронизации 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 приемником сигналов спутникового времени, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. УСПД осуществляет коррекцию часов сервера БД и счетчиков. Сравнение времени счетчиков со временем УСПД осуществляется один раз в сутки, синхронизация времени выполняется автоматически при расхождении времени счетчиков со временем УСПД ± 1 с. Сравнение времени сервера БД с временем УСПД один раз в сутки, синхронизация времени выполняется автоматически при расхождении времени сервера БД со временем УСПД ± 1 с.

Суточный ход часов не более ± 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 Новая Кармала 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.

Таблица 1

Технические характеристики

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

Таблица 2

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 КУЭ ПС 110/10 кВ Новая Кармала:

-    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) ином, ток (0,05 - 1,2) 1ном, частота (47,5 - 52,5) Гц;

-    допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70 С, для счетчиков от минус 40 до плюс 55 С, для сервера от + 10 до + 35 °С; для УСПД от минус 35 до плюс 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 минус 30 до плюс 35°С для ИК № 1 - 5; 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 плюс 35°С для ИК № 6.

8 Допускаются замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. 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.03М.08 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 ч среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    электросчетчик ЦЭ6850/0,5-5Т-2Н-10У1 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-    электросчетчик ЦЭ6850/0,5-5Т-2Н-100 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

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

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165000 ч среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

-    питание УСПД основной сети и резервной сети; основное от сети переменного тока напряжением от 85 до 264 В; резервное от сети постоянного тока напряжением от 85 до 264 В или от сети переменного тока напряжением от 85 до 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 на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии ОАО "МРСК Волги" - филиал "Самарские распределительные сети" ПС 110/10 кВ Новая Кармала (АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Новая Кармала).

Комплектность

Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО "МРСК Волги" - филиал "Самарские распределительные сети" ПС 110/10 кВ Новая Кармала (АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Новая Кармала) приведена в паспорте ПССД.011.071-АУЭ ПФ.

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

Поверка

осуществляется по документу 120-05-063-2013 МП "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "МРСК Волги" - филиал "Самарские распределительные сети" ПС 110/10 кВ Новая Кармала (АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Новая Кармала). Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФБУ "Ульяновский ЦСМ" 08 мая 2013 г.

Средства поверки - по нормативным и техническим документам на измерительные компоненты:

-    трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

-    трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011 и/или по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005;

-    счетчиков электрической энергии ЦЭ6850 - по методике поверки ИНЕС.41152.034 Д, утвержденной ФГУП «ВНИИМ им. Менделеева» 15 декабря 2002 г.;

-    счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ 411152.124 РЭ, утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;

-    контроллера измерительного программируемого УСПД ВЭП-01 - по МП 4220-00136888188-2003, утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Самарский ЦСМ» 09 апреля 2003 г.;

-    Вольтамперфазометр «ПАРМА ВАФ-А», Госреестр № 22029-10;

-    Мультиметр цифровой «FLUKE 189», Госреестр № 21019-01;

-    Измеритель показателей качества электрической энергии «Ресурс-ОТ2», Госреестр № 21621-12;

-    Прибор для измерения параметров однофазной электрической цепи "Вымпел", Госре-естр № 23070-05;

-    Радиочасы МИР РЧ-01, Госреестр № 27008-04;

-    Секундомер механический СОПпр-3а-2-010, Госреестр № 11519-88.

Сведения о методах измерений

Методы измерений изложены в инструкции по эксплуатации ПССД. 011.071-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 Новая Кармала:

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

При осуществлении торговли и товарообменных операций.