Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/35/10 кВ "Таксимо", 60860-15

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (далее по тексту - АИИС КУЭ) ПС 220/110/35/10 кВ «Таксимо» предназначены для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной (переданной) за установленные интервалы времени потребителями; сбора, хранения и обработки полученной информации; расчета учетных показателей данных учета электроэнергии.

Описание

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) 0,2S и 0,5S по ГОСТ 7746-01, трансформаторы напряжения (ТН) Кт=0,2 и Кт=0,5 по ГОСТ 1983-01, счетчики активной и реактивной электроэнергии А1802RALQ-P4GB-DW-4 КТ = 0,2S для активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-05 и КТ = 0,5 по ТУ 4228-011-29056091-11 для реактивной электроэнергии (№ ГР 31857-11), вторичные электрические цепи.

2-ой    уровень - уровень информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ) состоит из устройства сбора и передачи данных (УСПД) типа RTU-325T, устройства синхронизации системного времени (УССВ) с GPS-антенной 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 «Метроскоп». 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.

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.

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.

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

-    ПО «ZOC» - программа, необходимая для подключения к УСПД RTU-325T счетчиков электроэнергии.

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

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

Технические характеристики

Технические характеристики АИИС КУЭ приведены в табл. 2, которая содержит перечень и состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ с указанием наименования присоединений и измерительных компонентов.

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

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 измерений при значении тока в сети, равном 2% (52%p,52%q), 5% (55%p,55%q) и 20% (520%p,520%q) относительно 1ном;

W^ - 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% (Wpm0^ 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 АИИС КУЭ:

-    температура окружающего воздуха для ТТ, °С

от + 15 до + 25 от + 10 до + 35

от + 21 до + 25 от + 18 до + 22

-    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

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 -5 до +40

от -40 до +65

от 0 до +50

от 1 до 120

от 90 до 110

0,5 инд. - 1 - 0,5 емк.

от 25 до 100

от 47,5 до 52,5

-    напряжение, единицы относительно UHOM

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

-    частота питающей сети, Гц

4    Рабочие условия эксплуатации АИИС КУЭ:

-    температура окружающего воздуха для трансформаторов тока (ТТ) и для трансформаторов напряжения (ТН), °С

-    температура окружающего воздуха для счетчиков, °С

-    температура окружающего воздуха для устройств сбора и передачи данных (УСПД) , °С

-    сила тока, % от номинального (1ном)

-    напряжение, % от номинального (UHOM)

-    коэффициент мощности [cos (ф)]

-    вторичная нагрузка ТТ и ТН, % от номинального [SHOM при cos(9 2) = 0,8 инд.]

-    частота питающей сети, Гц

5    Погрешность в рабочих условиях указана:

-    для силы тока 1изм относительно 1ном = 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 АИИС КУЭ компонентов:

-    трансформаторы тока - среднее время наработки до отказа не менее Т = 400 000 ч, средний срок службы tcn > 30 лет;

-    счетчики Альфа А1802 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120 000 ч, средний срок службы tcn > 30 лет, среднее время восстановления tB = 24 ч;

-    УСПД RTU-325T - среднее время наработки на отказ не менее Т = 55 000 ч, средний срок службы tcn > 20 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 «АльфаТЦЕНТР 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 АИИС КУЭ ПС 220/110/35/10 кВ «Таксимо» приведена в табл. 5. Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ ПС 220/110/35/10 кВ «Таксимо»

Поверка

осуществляется в соответствии с документом 18-18/008 МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/35/10 кВ «Таксимо». Методика поверки», утвержденным ФБУ «Красноярский ЦСМ» в марте 2015 г. Основные средства поверки:

-    трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;

-    трансформаторов 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», «ZOC» 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 № 18.01.00291.010-2015 от 17.03.2015 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ ПС 220/110/35/10 кВ «Таксимо»

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 (TEC 62053-22:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».

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

7.    Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».