Каналы измерительные системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/10 кВ "Центр" - АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ "Центр", 60274-15

Назначение

Каналы измерительные системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (далее по тексту - ИК АИИС КУЭ) ПС 220/110/10 кВ «Центр» - АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Центр» предназначены для измерения активной и реактивной электроэнергии. ИК АИИС КУЭ входят в состав системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ПС 220/110/10 кВ «Центр» - АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Центр», зарегистрированной в Государственном реестре СИ под № ГР 45627-10.

Описание

ИК АИИС КУЭ состоит из следующих уровней:

1-ый    уровень - уровень информационно-измерительного комплекса (ИИК), обеспечивает измерение физических величин и преобразование их в информационные сигналы. ИИК включает в себя: измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности (Кт)

0,5S по ГОСТ 7746 и трансформатор напряжения (ТН) КТ = 0,5 по ГОСТ 1983, счетчик активной и реактивной электроэнергии типа Альфа A1800 с КТ = 0,5S для активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323 и КТ = 1,0 по ТУ 4228-011-29056091-11 для реактивной электроэнергии (№ ГР 31857-11) либо типа ЕвроАльфа с КТ = 0,5S для активной электроэнергии по ГОСТ 30206 и КТ = 1,0 по ГОСТ 26035 для реактивной электроэнергии (№ ГР 16666-97), вторичные электрические цепи.

2-ой    уровень - уровень информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ) состоит из устройства сбора и передачи данных (УСПД) типа СИКОН С50, устройства синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-1 и каналообразующей аппаратуры.

3-ий    уровень - уровень информационно-вычислительного комплекса (ИВК) состоит из серверов центра сбора и обработки информации (ЦСОД) ОАО «ФСК ЕЭС» (г. Москва) и МЭС Сибири - филиала ОАО «ФСК ЕЭС» (г. Красноярск). На серверах ЦСОД функционирует специализированное программное обеспечение (СПО) АИИС КУЭ ЕНЭС «Метрос-коп». На АРМ оператора ПС установлено прикладное программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. Измерения электроэнергии выполняются путем интегрирования по времени мощности контролируемого присоединения.

Измерения активной мощности (Р) счетчиком выполняется путём перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (и) и тока (i) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (р) по периоду основной частоты сигналов.

Счетчик производит измерения действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывает полную мощность S = U * I. Реактивная мощность

(Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q = VS2 - P2 . Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Лист № 2 Всего листов 7

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на вход УСПД, где осуществляется перевод измеренных значений в именованные физические величины с учетом постоянной счетчика, а также умножение на коэффициенты трансформации ТТ (К), формирование и хранение измерительной информации, передачу результатов измерений через GSM-модемы в сервер БД.

Синхронизация часов счетчика ИК производится при каждом обращении к ИК сервера БД АИИС, коррекция таймеров счетчика производится при расхождении с часами УСПД, превышающем ±2 с. Коррекция часов УСПД производится каждые 30 мин при расхождении с часами УССВ, превышающем ±1 с.

Программное обеспечение

Структура прикладного программного обеспечения АИИС КУЭ:

-    ПО «Метроскоп» осуществляет обработку, организацию учета и хранение результатов измерений электроэнергии, а также их отображение и передачу в автоматическом режиме в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии;

-    ПО «АльфаТЦЕНТР», установленное на АРМ оператора ПС, осуществляет отображение, хранение и вывод на печать результатов измерений и данных журналов событий;

-    «Базовый пакет СИКОН С50» - программа, необходимая для подключения к ИК УСПД СИКОН С50 (поставляется в комплекте с УСПД).

ПО АИИС КУЭ обеспечивает:

-    поддержку функционирования ИВК в составе локальной вычислительной сети (при необходимости);

-    функционирование системы управления базами данных (формирование базы данных, управление файлами, их поиск, поддержку);

-    формирование отчетов и их отображение, вывод на печатающее устройство;

-    поддержку системы обеспечения единого времени;

-    решение конкретных технологических и производственных задач пользователей.

Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в табл. 1

Таблица 1 — Идентификационные данные метрологически значимой части ПО

Лист № 3 Всего листов 7

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 высокий. Влияние ПО на метрологические характеристики измерения электрической энергии отсутствует.

Технические характеристики

Технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в табл. 2, которая содержит перечень и состав ИК АИИС КУЭ с указанием наименования присоединений и измерительных компонентов.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Центр»

Вид

элек-

тро-

энергии

№

ИК

УСПД

ИВК

Наименование при-соединения

Счетчик

электроэнергии

Трансформатор тока (ТТ)

Трансформатор напряжения (ТН)

А1805RALQ-P4GB-DW-4, 1 ед., зав. № 01264417, Кт = 0,5S/1,0;

ЗРУ 10 кВ, ф.170-6, ГП Край-ДЭО

38

№ ГР 31857-11

ТОЛ-10-I, 3 ед., зав. № 19368, 19371, 19372; Кт = 0,5S;

К = 150/5;

№ ГР 47959-11

НТМИ-10, 1 ед.,

Кт = 0,5; ^=1000^3/100: V3;

№ ГР 831-69

ЗРУ 10 кВ, ф.170-30, КЭК

42

СИ-

КОН

С50 № ГР 2852305

ЗРУ 10 кВ, ф.170-37, КЭК

43

ЗРУ 10 кВ, ф.170-44, Красноярское РДУ

41

EA05RAL-P3BN-4, 1 ед., зав. № 01116368,

Кт = 0,5S/1,0;

№ ГР 16666-07

EA05RAL-P3BN-4, 1 ед., зав. № 01116367,

Кт = 0,5S/1,0;

№ ГР 16666-07

А1805RALQ-P4GB-DW-4, 1 ед., зав. № 01267861, Кт = 0,5S/1,0;

№ ГР 31857-11

ТОЛ-СЭЩ-10, 3 ед., зав. № 4039113, 28203-13, 40317-13;

Кт = 0,5S;

К = 150/5;

№ ГР 51623-12

ТОЛ-10-I, 3 ед., зав. № 12071, 18715, 18716; Кт = 0,5S;

К = 400/5;

№ ГР 47959-11

ТОЛ-10-I, 3 ед., зав. № 18485, 18486, 18836; Кт = 0,5S;

К = 400/5;

№ ГР 47959-11

НТМИ-10, 1 ед.,

Кт = 0,5; ^=1000^3/100: V3;

№ ГР 831-69

НТМИ-10, 1 ед.,

Кт = 0,5; Ки=1000^3/100: V3;

№ ГР 831-69

НТМИ-10, 1 ед.,

Кт = 0,5;

Ки = 1000:V3/100:V3; № ГР 831-69

А1805RALQ-P4GB-DW-4, 1 ед., зав. № 01267860, Кт = 0,5S/1,0;

40

№ ГР 31857-11

ТОЛ-СЭЩ-10, 3 ед., зав. № 4038313, 33003-13, 40548-13;

ЗРУ 10 кВ, ф.170-45, Красноярское РДУ

Кт = 0,5S;

КI = 150/5;

№ ГР 51623-12

НТМИ-10, 1 ед.,

Кт = 0,5;

Ки = 1000:V3/100:V3; № ГР 831-69

Метрологические характеристики ИК при измерении электроэнергии в рабочих условиях эксплуатации приведены в табл. 3 и 4.

Лист № 4 Всего листов 7

Таблица 3 - Доверительные границы допускаемых относительных погрешностей измерений активной электроэнергии для рабочих условий измерений при P = 0,95

Таблица 4 - Доверительные границы допускаемых относительных погрешностей измерений реактивной электроэнергии для рабочих условий измерений при P = 0,95

где 5 [%] - доверительная граница допускаемой относительной погрешности ИК при значении тока в сети, равном 2% (52%p,52%q), 5% (55%p,55%q) и 20% (520 %p,520%q) относительно 1ноМ;

Wk^ - значение приращения активной (P) и реактивной (Q) электроэнергии за часовой интервал времени в диапазоне измерений с границами 2% (WPi2%, Wqi2%), 5%

(Wp^o/ ^WQI5%) 20% (Wp™0^ WQI20%) и 120% (Wpim0/ WQI120%).

Примечания.

1    Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения приращения активной и реактивной электроэнергии и средней мощности за 30 минут.

2    Метрологические характеристики нормированы с учетом влияния ПО.

3    Нормальные условия эксплуатации ИК АИИС КУЭ:

-    температура окружающего воздуха для ТТ, °С

от + 15 до + 25 от + 10 до + 35

от + 21 до + 25 от + 18 до + 22 от + 15 до + 25 от 1,0 до 1,2 от 0,98 до 1,02 0,866 инд. \ 0,5 инд. от 49,5 до 50,5

от - 60 до + 60 от - 40 до + 60 от - 40 до + 65 от - 10 до + 70

-    температура окружающего воздуха для ТН, °С

-    температура окружающего воздуха для счетчика, °С

в части активной энергии в части реактивной энергии

-    температура окружающего воздуха для УСПД, °С

-    сила тока, единицы относительно 1ноМ

-    напряжение, единицы относительно UHOM

-    коэффициент мощности cos (ф) \ sin (ф)

-    частота питающей сети, Гц

4    Рабочие условия эксплуатации ИК АИИС КУЭ:

-    температура окружающего воздуха для ТТ, °С

-    температура окружающего воздуха для ТН, °С

-    температура окружающего воздуха для счетчиков, °С

-    температура окружающего воздуха для УСПД, °С

-    сила тока, % относительно IHOM    от 2 до 120

-    напряжение, % относительно UHOM    от 90 до 110

-    коэффициент мощности [cos (ф)]    0,5 инд. - 1 - 0,8 емк.

-    частота питающей сети, Гц    от 47,5 до 52,5

5    Погрешность в рабочих условиях указана:

-    для силы тока 1изм относительно IHOM = 0,02; 0,05; 0,020-1,2;

-    для cos (ф) [sin (ф)] = 0,5 [0,866]; 0,6 [0,8]; 0,8 [0,6]; 0,866 [0,5]; 1,0 и

-    для температуры окружающего воздуха в точках измерений от 0 до +40 °С.

6    Допускается замена измерительных компонентов ИК на аналогичные СИ (утвержденного типа), с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в табл. 2. Замена оформляется актом в установленном на предприятии порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в ИК АИИС КУЭ компонентов:

-    трансформаторы тока - среднее время наработки на отказ не менее Т = 4010 ч, средний срок службы tcm = 30 лет;

-    счетчики Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120 000 ч, средний срок службы tcn = 30 лет, среднее время восстановления tB = 24 ч;

-    счетчики ЕвроАльфа - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50 000 ч, средний срок службы tcn = 30 лет, среднее время восстановления tB = 24 ч;

-    УСПД СИКОН С50 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, средний срок службы tcn = 12 лет.

Надежность системных решений:

-    резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ посредством сети сотовой связи стандарта GSM. В случае аварийного отсутствия связи предусмотрен сбор информации непосредственно со счетчиков, посредством переносного инженерного пульта (ноутбук), с последующей загрузкой ее в базу данных ИВК с помощью ПО «АльфаЦЕНТР SE/UE»;

-    в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:

a)    параметрирования;

b)    отсутствия напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

c)    корректировки часов.

Защищенность применяемых компонентов:

-    путем пломбирования счетчиков электроэнергии типа Альфа А1800 пломбой спереди в 3-х местах;

-    путем пломбирования трансформаторов тока и напряжения пломбой в 2-х местах на месте крепления задней крышки;

-    путем пломбирования УСПД сбоку пломбой;

-    путем пломбирования пломбой крышки испытательного клеммника;

-    путем наклеивания полос пломбирования на разветвительную коробку в 2-х местах. Глубина хранения информации в счетчике:

-    тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 1200 дней;

-    при отключении питания - не менее 30 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации каналов измерительных АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность ИК АИИС КУЭ ПС 220/110/35/10 кВ «Центр» приведена в табл. 5. Таблица 5 - Комплектность ИК АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Центр»

Поверка

осуществляется в соответствии с документом 18-18/004 МП «Каналы измерительные системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/10 кВ «Центр» - АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Центр». Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФБУ «Красноярский ЦСМ» 26.12.2014 г.

Основные средства поверки:

-    трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;

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

-    вольтамперфазометр Парма ВАФ-А по методике поверки, изложенной в разделе «7 Поверка прибора» руководства по эксплуатации РА 1.007.001 РЭ и согласованной с ГЦИ СИ Тест-С.-Петербург в декабре 2004 г.;

-    переносной компьютер с ПО «MeterCat Альфа А1800», «AlphaPlus», «Базовый пакет СИКОН С50» и «АльфаЦЕНТР».

Сведения о методах измерений

Методика измерений содержится в документе «Методика измерений активной и реактивной электрической энергии с использованием ИК АИИС КУЭ ПС 220/110/35/10 кВ «Центр». Методика аттестована ФБУ «Красноярский ЦСМ», свидетельство об аттестации № 18.01.00291.003-2014 от 22.12.2014 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к ИК АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Центр» - АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Центр»

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 31819.22-2012 (IEC 62053-22:2003) «Аппаратура для измерения электрической

Лист № 7 Всего листов 7

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

6. ГОСТ 31819.23-2012 (IEC 62053-22:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Статические счетчики реактивной энергии».

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли.