Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Региональная энергосбытовая компания» ПС «Рудная» 110/35/6 кВ (в дальнейшем - АИИС КУЭ ООО «РЭК» ПС «Рудная») предназначена для измерений активной, реактивной энергии и мощности, а также для автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации. АИИС КУЭ ООО «РЭК» ПС «Рудная» предназначена для использования на оптовом рынке электрической энергии (мощности).
Область применения: АИИС КУЭ ООО «РЭК» ПС «Рудная» применяется в ООО «Региональная энергосбытовая компания» (г. Железногорск) и граничащих с ним по цепям электроснабжения энергосистемах, промышленных и других энергопотребляющих (энергопоставляющих) предприятиях.
Описание
АИИС КУЭ ООО «РЭК» ПС «Рудная» представляет собой информационноизмерительную систему, включающую три уровня получения информации.
Первый уровень АИИС КУЭ ООО «РЭК» ПС «Рудная» включает в себя измерительноинформационный комплекс (ИИК 1-8) и выполняет функцию автоматического проведения измерений в точке измерений. В состав ИИК входят измерительные трансформаторы тока и напряжения, вторичные измерительные цепи, счетчики электрической энергии.
Второй уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), в который входит УСПД типа RTU-325, обеспечивающий интерфейс доступа к ИИК, технические средства приёма-передачи данных (каналообразующей аппаратуры).
Третий уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс (ИВК). ИВК представляет собой центральное устройство сбора (сервер), коммутационные средства, рабочие станции (АРМ) и специальное программное обеспечение. ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, диагностики состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов.
Система обеспечивает измерение следующих основных параметров:
1) активной (реактивной) энергии за определенные интервалы времени по каналам учета;
2) средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы времени по каналам учета;
3) календарного времени и интервалов времени.
Измеренные значения активной (реактивной) электроэнергии в автоматическом режиме фиксируются в базе данных УСПД.
Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках, УСПД, сервере может храниться служебная информация: регистрация различных событий данные о корректировках параметров, данные о работоспособности устройств, перерывы питания и другая информация.
В АИИС КУЭ ООО «РЭК» ПС «Рудная» измерение и передача данных на верхний уровень происходит следующим образом. Аналоговые сигналы переменного тока с выходов измерительных трансформаторов (для счетчиков трансформаторного включения) поступают на входы счетчиков электроэнергии, которые преобразуют значения входных сигналов в цифровой код. Счетчики «Альфа» и «ЕвроАЛЬФА» производят измерения мгновенных и действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают активную мощность (P=UTcoscp) и полную мощность (S=U-I). Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q=(S2-P2)0,5. Средние значения активной мощности рассчитываются путем интегрирования текущих значений Р на 30-минутных интервалах времени. По запросу или в автоматическом режиме измерительная информация направляется в устройство сбора и передачи данных (УСПД).
В УСПД происходят косвенные измерения электрической энергии при помощи программного обеспечения программно-технического комплекса, установленного на УСПД (ИВКЭ), далее информация поступает на сервер (ИВК), где происходит накопление и отображение собранной информации. Информационная связь между уровнями ИВКЭ и ИВК осуществляется по GSM-каналу (основной канал). Для передачи данных, несущих информацию об измеряемой величине от одного компонента АИИС КУЭ к другому, используются проводные линии связи.
Данные из УСПД RTU-325 (уровень ИВКЭ) передаются на сервер (уровень ИВК) по GSM-каналу (основной канал). В качестве резервного канала связи применяется GSM-канал альтернативного оператора сотовой связи. Раз в сутки с сервера формируется файл, содержащий информацию о результатах измерений по всем точкам измерений (№1-№8). В виде файла соответствующего формата данные пересылаются заинтересованным сторонам: ИАСУ КУ НП «АТС», Филиал ОАО «СО-ЦЦУ ЕЭС» ОДУ Центра и Курского РДУ, ОАО «Курскэнерго» и смежным субъектам.
АИИС КУЭ ООО «РЭК» ПС «Рудная» имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД, сервер и имеет нормированную точность. Коррекция системного времени производится, не реже одного раза в сутки, по временным импульсам от устройства синхронизации системного времени (УССВ) на основе D-GPS-приемника, подключенного к центральному серверу (ИВК).
Для защиты метрологических характеристик системы от несанкционированных изменений (корректировок) предусмотрено пломбирование средств измерений и учета, клеммных коробок, а также многоуровневый доступ к текущим данным и параметрам настройки системы.
Основные функции и эксплуатационные характеристики АИИС КУЭ ООО «РЭК» ПС «Рудная» соответствуют критериям качества АИИС КУЭ, определенным согласно техническим требованиям НП «АТС» к АИИС КУЭ. Система выполняет непрерывные автоматизированные измерения следующих величин: приращений активной (реактивной) электрической энергии, измерений календарного времени, интервалов времени и коррекцию хода часов компонентов системы, а также сбор результатов и построение графиков получасовых нагрузок, необходимых для организации рационального контроля и учета энергопотребления. Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ трансформаторов напряжения и тока, счетчиков электроэнергии соответствуют техническим требованиям к АИИС КУЭ субъекта ОРЭ.
Глубина хранения информации в системе не менее 35 суток. (Для счетчиков для счетчиков «Альфа» и «ЕвроАЛЬФА» глубина хранения каждого массива профиля мощности при времени интегрирования 30 мин. составляет до 336 дней; для УСПД RTU-325 глубина хранения графика средних мощностей за интервал 30 мин. - 35 суток; для ИВК - 3,5 года). При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти.
Для защиты информации и измерительных каналов АИИС КУЭ от несанкционирован-
ного вмешательства предусмотрена механическая и программная защита. Все кабели, приходящие на счетчик от измерительных трансформаторов и сигнальные кабели от счетчика, кроссируются в пломбируемом отсеке счетчика.
Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ ООО «РЭК» ПС «Рудная» являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре. Устройства связи, модемы различных типов, дополнительные средства вычислительной техники (персональные компьютеры) отнесены к вспомогательным техническим компонентам и выполняют только функции передачи и отображения данных, получаемых от основных технических компонентов.
Технические характеристики
Таблица 1
| параметр | значение |
| Пределы допускаемых значений относительной погрешности АИИС КУЭ при измерении электрической энергии. | Вычисляются по методике поверки в зависимости от состава ИИК. Значения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблице 2 |
| Параметры питающей сети переменного тока: Напряжение, В частота, Гц | 220± 22 50 ± 1 |
| Температурный диапазон окружающей среды для: - счетчиков электрической энергии типа, °C - трансформаторов тока и напряжения, °C | -5...+35 -30...+35 |
| Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл | 0,5 |
| Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и TH, % от номинального значения | 25-100 |
| Потери напряжения в линии от TH к счетчику, не более, % | 0,25 |
| Первичные номинальные напряжения, кВ | 35; 6 |
| Первичные номинальные токи, кА | 0,4; 0,3; 0,2; 0,1 |
| Номинальное вторичное напряжение, В | 100 |
| Номинальный вторичный ток, А | 5 |
| Количество точек учета, шт. | 8 |
| Интервал задания границ тарифных зон, минут | 30 |
| Абсолютная погрешность при измерении текущего времени в системе и ее компонентах, не более, секунд | ±5 |
| Средний срок службы системы, лет | 15 |
Таблица 2
Пределы допускаемых относительных погрешностей при измерении электрической энергии, %.
| № ИИК | Состав ИИК’ | COS ф (sin ф) | 3 5%1 Is%—I- 1го% | 3 20%1 l20%<I<I100% | 8 ioo%i 1100%<1<1120% |
| 1-8 | ТТ класс точности 0,5 TH класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,5S (активная энергия) | 1 | ±2,0 | ±1,4 | ±1,2 |
| 0,9 (инд.) | ±2,7 | ±1,9 | ±1,7 |
| 0,8 (инд.) | ±2,9 | ±1,9 | ±1,6 |
| | 0,5 (инд.) | ±4,3 | ±2,6 | ±2,0 |
| ТТ класс точности 0,5 TH класс точности 0,5 Счетчик класс точности 1,0 (реактивная энергия) | 0,9 (0,5) | ±7,1 | ±3,9 | ±3,1 |
| 0,8 (0,6) | ±4,0 | ±2,6 | ±2,0 |
| 0,5 | ±3,2 | ±2,2 | ±1,7 |
Примечание: В процессе эксплуатации системы возможны замены отдельных измерительных компонентов без переоформления сертификата об утверждении типа АИИС КУЭ: стандартизованных компонентов - измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов, класс точности которых должен быть не хуже класса точности первоначально указанных в таблице, а также УСПД - на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом, согласно требованиям ст. 4.2 МИ 2999-2006. Акт хранится совместно с описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Для разных сочетаний классов точности измерительных трансформаторов и счетчиков электрической энергии пределы допускаемых относительных погрешностей при измерении энергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации рассчитываются согласно алгоритмам, приведенным в методике поверки АИИС КУЭ ООО «РЭК» ПС «Рудная».
Пределы допускаемой относительной погрешности по средней получасовой мощности и энергии для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения получасовой мощности, на которых не производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:
на основании считанных по цифровому интерфейсу показаний счетчика о средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импульсах:
8р = ± +
Х7Се 100%
iooopt; ,
8р - пределы допускаемой относительной погрешности при измерении средней получасовой мощности и энергии, в процентах;
83 -пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.2 при
измерении электроэнергии, в процентах;
К - масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации трансформаторов тока и напряжения;
Ке - внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выраженному в Вт-ч);
Тер - интервал усреднения мощности, выраженный в часах;
Р - величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале усреднения, выраженная в кВт.
Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности по средней мощности для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения мощности, на которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:
г-=^100%’гда
А/ - величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в секундах); Тер - величина интервала усреднения мощности (в часах).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульных листах эксплуатационной документации системы типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ ООО «РЭК» ПС «Рудная» приведена в таблице 3,4 и 5.
Таблица 3.
| Канал учета | Средство измерений | Наименование измеряемой величины |
| Номер п/п | Наименование присоединения (по документации энергообъекта) | Номер по схеме (по документации энергообъекта), вид СИ | Обозначение, тип, стандарт, технические условия либо метрологические характеристики, № Госреестра |
| 1 | Ячейка 35 кВ №2Ц | ТТ | ТФЗМ-35, 100/5 Кл 0,5 Зав. №42996 ГР № 3689-73 ТФНД-35 100/5 Кл 0,5 Зав. № 13229 ГР № 3689-73 ТФЗМ-35, 100/5 Кл 0,5 Зав. №37597 ГР № 3689-73 | Ток, 5 А (номинальный вторичный) |
| TH | 3HOM-35-65 35000/100 Кл 0,5 Зав. № 1309542; 1309593; 1097157 ГР №912-05 | Напряжение, 100 В (номинальное вторичное) |
| Счетчик | EA05RAL-P3B-4 Кл0,58/1,0 Зав. №01154028 ГР № 16666-97 | Ном. ток 5 А, энергия активная/ реактивная |
| 2 | Ячейка 35 кВ №5Ц | ТТ | ТФНД-35 300/5 Кл 0,5 Зав. №2123 ГР №3689-73 ТФН-35 300/5 Кл 0,5 Зав. №10719; 10671 ГР №664-51 | Ток, 5 А (номинальный вторичный) |
| TH | 3HOM-35-65 35000/100 Кл 0,5 Зав. №1309967; 1310133; 1009906 ГР № 912-05 | Напряжение, 100 В (номинальное вторичное) |
| Счетчик | EA05RAL-P3B-4 Кл 0,5S/l,0 Зав. №01154026 ГР№ 16666-97 | Ном. ток 5 А, энергия активная/ реактивная |
| 3 | Ячейка 35 кВ №6Ц | ТТ | ТФНД-35 100/5 Кл 0,5 Зав. №13247 ГР №3689-73 ТФЗМ-35 100/5 Кл 0,5 Зав. №37485 ГР №3689-73 ТФНД-35 100/5 Кл 0,5 Зав. №12598 ГР №3689-73 | Ток, 5 А (номинальный вторичный) |
| TH | 3HOM-35-65 35000/100 Кл 0,5 Зав. №1309542; 1309593; 1097157 ГР №912-05 | Напряжение, 100 В (номинальное вторичное) |
| Счетчик | EA05RAL-P3B-4 Кл0,58/1,0 Зав. №01154027 ГР№ 16666-97 | Ном. ток 5 А, энергия активная/ реактивная |
| 4 | Ячейка 35 кВ №7Ц | ТТ | ТФН-35 200/5 Кл 0,5 Зав. №2425; 2437; 2443 ГР №664-51 | Ток, 5 А (номинальный вторичный) |
| TH | 3HOM-35-65 35000/100 Кл 0,5 Зав. №1309967; 1310133; 1009906 ГР №912-05 | Напряжение, 100 В (номинальное вторичное) |
| Счетчик | EA05RAL-P3B-4 Кл0,58/1,0 Зав. №01154025 ГР № 16666-97 | Ном. ток 5 А, энергия активная/ реактивная |
| 5 | Ячейка 6 кВ №16Ш | ТТ | ТПЛ-10 400/5 Кл 0,5 Зав. №16073; 15899 ГР №1276-59 | Ток, 5 А (номинальный вторичный) |
| TH | НАМИ-10-95-УХЛ2 6000/100 Кл0,5 Зав. №06 ГР №20186-05 | Напряжение, 100 В (номинальное вторичное) |
| Счетчик | A2R-4-OL-C24-T+ Кл 0,58/1,0 Зав. №01033690 ГР № 14555-95 | Ном. ток 5 А, энергия активная/ реактивная |
| 6 | Ячейка 6 кВ №18Ш | ТТ | ТПЛ-10 400/5 Кл0,5 Зав. №12032; 46009 ГР №1276-59 | Ток, 5 А (номинальный вторичный) |
| TH | НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл0,5 Зав. №06 ГР №20186-05 | Напряжение, 100 В (номинальное вторичное) |
| | Счетчик | A2R-4-OL-C24-T+ KnO,5S/l,O Зав. №01033692 ГР № 14555-95 | Ном. ток 5 А, энергия активная/ реактивная |
| 7 | Ячейка 6 кВ №36Ш | ТТ | ТПЛМ-10 300/5 Кл 0,5 Зав. №59054; 5810 ГР №2363-68 | Ток, 5 А (номинальный вторичный) |
| TH | НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл 0,5 Зав. №97 ГР №20186-05 | Напряжение, 100 В (номинальное вторичное) |
| Счетчик | A2R-4-OL-C24-T+ Кл 0,5S/l,0 Зав. №01033691 ГР № 14555-95 | Ном. ток 5 А, энергия активная/ реактивная |
| 8 | Ячейка 6 кВ №38Ш | ТТ | ТПЛ-10 400/5 Кл 0,5 Зав. №46529; 12039 ГР №1276-59 | Ток, 5 А (номинальный вторичный) |
| TH | НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл 0,5 Зав. №97 ГР №20186-05 | Напряжение, 100 В (номинальное вторичное) |
| Счетчик | A2R-4-OL-C24-T+ Кл0,58/1,0 Зав. №01033689 ГР № 14555-95 | Ном. ток 5 А, энергия активная/ реактивная |
Таблица 4.
| Наименование средств измерений | Количество приборов в АИИС КУЭ ООО «РЭК» ПС «Рудная» | Номер в Госреестре средств измерений |
| Измерительные трансформаторы тока ГОСТ 7746 ТФЗМ-35; ТФНД-35; ТФН-35; ТПЛ-10; ТПЛМ-10 | Согласно схеме объекта учета | №3689-73; №3689-73; №664-51; №1276-59; №2363-68 |
| Измерительные трансформаторы напряжения ГОСТ 1983 3HOM-35-65; НАМИ-10-95 УХЛ2 | Согласно схеме объекта учета | №912-05; №20186-05 |
| EA05RAL-P3B-4 A2R-4-OL-C24-T+ | 4 (четыре) 4 (четыре) | № 16666-97 № 14555-95 |
| Комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД RTU-325 | Один | №19495-03 |
Таблица 5.
| Наименование программного обеспечения, вспомогательного оборудования и документации. | Необходимое количество для АИИС КУЭ ООО «РЭК» ПС «Рудная» |
| ИВК, ОС - Windows ХР SP2 | 1(один) |
| GSM-терминал Siemens TC35I | 1 (один) |
| УССВ на базе GPS приемника УССВ 35 HVS | 1 (один) |
| Программное обеспечение AC L Laptop | 1 (один) |
| Программное обеспечение AL - Диспетчер заданий xml | 1 (один) |
| Оптический преобразователь АЕ1 | 1 (один) |
| Программное обеспечение AlphaPlus W | 1(один) |
| Программное обеспечение ИВК Альфа ЦЕНТР | 1(один) |
| Формуляр на систему | 1(один) экземпляр |
| Методика поверки | 1(один) экземпляр |
| Руководство по эксплуатации | 1(один) экземпляр |
Поверка
Поверка АИИС КУЭ ООО «РЭК» ПС «Рудная» проводится по документу «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Региональная энергосбытовая компания» ПС «Рудная 110/35/6 кВ» Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2007 г.
Перечень основных средств поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- счетчиков электрической энергии типа ЕвроАЛЬФА - по документу «Многофункциональный микропроцессорный счетчик электрической энергии типа ЕвроАЛЬФА (ЕА). Методика поверки»;
- счетчиков электрической энергии типа АЛЬФА - по документу «Многофункциональный счетчики электрической энергии типа АЛЬФА. Методика поверки»;
- УСПД RTU-325 - по документу «Комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки», МИ 1202-86.
Межповерочный интервал - 4 года.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
ГОСТ 8.596-2002 «Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
ГОСТ 30206-94 (МЭК 687-92) Межгосударственный стандарт «Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (класс точности 0,2 S и 0,5 S)».
ГОСТ 26035-83 «Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия».
ГОСТ 7746 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ 1983 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
Заключение
Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО «Региональная энергосбытовая компания» ПС «Рудная» 110/35/6 кВ утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации.
