Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ О-55 Восточная-1 ООО "Мегаполис", 56729-14

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ О-55 Восточная-1 ООО «Мегаполис» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, 3х-уровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией выполнения измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-ый    уровень - измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,2S и 0,5S, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,2 и 0,5 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа А1800 класса точности 0,2S и 0,5S (в части активной электроэнергии), и класса точности 0,5 и 1,0 (в части реактивной электроэнергии); вторичные электрические цепи.

2-ой    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ) АИИС КУЭ созданный на базе устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа RTU327-E1-B08-M08 (Госреестр № 41907-09, зав. № 006044), и технических средств приема-передачи данных.

3-ий    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АИИС КУЭ, включающий компьютер в серверном исполнении для обеспечения функции сбора и хранения результатов измерений; технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех 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 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.

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 интервале времени усреднения 30 мин.

Каждые 30 минут УСПД уровня ИВКЭ производят опрос цифровых счетчиков.

Полученная информация записывается в энергонезависимую память УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача

Лист № 2 Всего листов 21

накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Сервер базы данных (далее - сервер БД), с периодичностью один раз в 30 минут производит опрос УСПД уровня ИВКЭ. Полученная информация записывается в базу данных сервера БД.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Синхронизация времени в АИИС КУЭ осуществляется следующим образом: синхронизация часов сервера БД осуществляется с помощью УССВ-16НУ8, подключенного к серверу БД, коррекция происходит при расхождении превышающем ± 2 с. К УСПД также подключено устройство синхронизации системного времени УССВ-16НУБ (далее - УССВ). Часы УСПД синхронизируются от часов УССВ, коррекция происходит при расхождении превышающем ± 1 с.

Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 2 с (программируемый параметр).

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

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

В АИИС КУЭ используется ПО "АльфаЦЕНТР", в состав которого входят программные модули, указанные в таблице 1. ПО "АльфаЦЕНТР" обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО "АльфаЦЕНТР".

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы с учетом ПО.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Ж

п

н

•а

о

и

о

п

Я

>£

п

г>

Я

5

п

W

I *

р3

чЗ ^ С6 р

х и к

SC

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Ввод Т-1 110 кВ

ю

Счетчик

ТН

ТН

ТТ

Н

п

*

Я

Я

>£

п

г>

Я

5

п

*

•а

я

н

Л

•а

Я

О

Н

5

Я

5

«

н

X

«

н

д

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке

^    Я

^    НН Н

OJ    II

I—‘    Г) _

00    V.

ч    II ^

О    05

ю*

ю

£ о ^ о VO ui

о ^ 00

о

о

W

н

о

о

о о о о о ^ "ю

о

о

LtJ

ю

>

И

>

ю

>

о

О

о

00

о

ю

*тЭ

-Р^

О

Ю

О

04

о

03

X

рэ

Л

<т>

X

X

а>

н

К

я

со

рэ

X со о о 2 to S 2

чз g

Sc

ю

OJ

о

о

ю

Ктт'Ктн'Ксч

330000

On

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Наименование измеряемой величины

TI

о

РЭ

п

К

со

X

рэ

>

п

х

со

X

рэ

&Q

Вид энергии

оо

н-

н-

JO

Ъ\

И

о

о

ч

о

Й

к

о

н

о

со

ю

VO

К

о

н

н- н-

JJ

"-J ^

Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (± 8), %

Основная относительная погрешность ИК (± 8), %

я

43

о

о

и

%

а>

X

X

<т>

н

РЭ

04

Й

к

с

Е

ю

Шкаф CH-1 Ввод № 1 собственных нужд

яч. 409 KJI к РП квартал № 22

ю

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТН

ТТ

W

н

х

W

3

W

н

<1

^    Я

^    НН    Н

OJ    W    II

00    ^

ч II    ^

О    05

i?

ю

00

-р*.

0 -р*.

1

о

VO

^    НН    Н

OJ    W    II

00    ^

ч II    ^

О    05

W

н

II

JO

05

о 5

О Ltl

о

о

ю

>

И

>

Ю

>

ю

>

ю

>

о

О

о

О

о

О

НН

05

О

НН

05

ю

о-

Ю

О-

OJ

о

^1

^1

^1

00

LtJ

О

^1

^1

^1

VO

Ю

OJ

Ю

LtJ

OJ

15000

80

On

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

ti

о

РЭ

п

X

СИ

X

р

TI

о

РЭ

п

X

со

Д

Р

SQ

>

П

X

со

X

Р

>

п

X

СИ

X

р

Ю

о <т>

►I

о Й к о ч о ^

СО ю* Ю н^

VO

к

о

н

н- н-

jts. yi IJ Vi

Н- Н-■t*. yi “и> "о

Примечания:

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

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

3.    Нормальные условия:

параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uном; сила ток (1 - 1,2) !ном, cos9 = 0,87 инд.;

температура окружающей среды (18 - 25) °С.

4.    Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) ином; ток (0,02 - 1,2) !ном;

0,5 инд. < cos9 < 0,8 емк.

допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 60 °С до 40°С, для счетчиков от минус 40 °С до 65 °С; для УСПД от минус 10 °С до 55 °С.

5.    Погрешность в рабочих условиях указана для силы тока 0,02Тном, соБф = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10 °С до 35 °С

6.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

7.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном в ООО «Мегаполис» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

-    в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

-    электросчетчик - среднее время наработки на отказ не менее Т0= 120 000 ч., время восстановления работоспособности TB=24 ч.;

-    устройство сбора и передачи данных типа RTU-327 - среднее время наработки на отказ не менее Т0 = 100 000 ч., среднее время восстановления работоспособности Тв = 24 ч.;

Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:

Кг_Аиис = 0,94 - коэффициент готовности;

То_ик (АИИС) = 2724 ч. - среднее время наработки на отказ.

Надежность системных решений:

-    Применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих требованиям IEC - Стандартов;

-    Стойкость к электромагнитным воздействиям;

-    Ремонтопригодность;

-    Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;

-    Функции контроля процесса работы и средства диагностики системы;

-    Резервирование электропитания оборудования системы.

Регистрация событий:

-    журнал событий счетчика:

-    параметрирование;

-    пропадание напряжения;

-    коррекция времени в счетчике.

-    журнал событий ИВКЭ:

-    параметрирование;

-    пропадание напряжения;

-    коррекция времени в УСПД.

-    журнал событий ИВК:

-    даты начала регистрации измерений;

-    перерывы электропитания;

-    программные и аппаратные перезапуски;

-    установка и корректировка времени;

-    переход на летнее/зимнее время;

-    нарушение защиты ИВК;

-    отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчетчиков;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательных коробок;

-    УСПД;

-    сервера БД;

-    защита информации на программном уровне:

-    результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);

-    установка пароля на счетчик;

-    установка пароля на промконтроллер (УСПД);

-    установка пароля на сервер БД.

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 30 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

-    ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

-    ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний 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 110 кВ О-55 Восточная-1 ООО «Мегаполис».

Комплектность АИИС КУЭ ПС 110 кВ О-55 Восточная-1 ООО «Мегаполис» представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

Осуществляется по документу МП 56729-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ О-55 Восточная-1 ООО «Мегаполис». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в январе 2014 г.

Перечень основных средств поверки:

-    трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или по МИ 2845-2003 «ГСИ Измерительные трансформаторы напряжения 6V3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

-    счетчиков типа Альфа А1800 - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

-    устройства сбора и передачи данных типа RTU-327 - в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки ДЯИМ.466215.007МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП ВНИИМС в 2009 г.;

-    средства измерений по МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

Лист № 20 Всего листов 21

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

-    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.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в Проектной документации, шифр 8319/1-АСК.ПЗ.-т.5.4.1 на Автоматизированную информационно-измерительную систему коммерческого учета электроэнергии ПС 110 кВ О-55 Восточная-1 ООО «Мегаполис».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ О-55 Восточная-1 ООО «Мегаполис»

1.    ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

2.    ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

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

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

5.    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».

6.    ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».

7.    ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

8.    Проектная документация, шифр 8319-АСК.ПЗ.-т.5.4.1 на Автоматизированную информационно-измерительную систему коммерческого учета электроэнергии ПС 110 кВ О-55 Восточная-1 ООО «Мегаполис».

Рекомендации к применению

-    при осуществлении торговли и товарообменных операций.