Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220/110/10 кВ «Ульяновская» - АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Ульяновская» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением на ПС 220/110/10 кВ «Ульяновская» ОАО «ФСК ЕЭС».
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (далее по тексту - ИИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
1-ый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - Сч или Счетчики) класса точности 0,2S и 0,5S (в части активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005) и класса точности 0,5 и 1,0 (в части реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С10 (зав. № 238), устройство синхронизации времени типа УСВ-1, коммутационное оборудование;
3-ий уровень - информационно -вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера филиала ОАО «Федеральная Сетевая Компания Единой Энергетической Системы» - МЭС Сибири (филиала ОАО «ФСК ЕЭС» -МЭС Сибири) не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
ИВК включает в себя: сервер коммуникационный , сервер архивов и сервер баз данных; устройство синхронизации системного времени на базе приемника GPS; автоматизированных
Лист № 2
Всего листов 9 рабочих мест (АРМ) на базе ПК; каналообразующей аппаратуры; средств связи и передачи данных.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД уровня ИВК регионального Центра энергоучета, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ) типа УСВ-1. Устройство синхронизации системного времени УССВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога синхронизации более чем на ± 1 с происходит коррекция времени часов сервера. Часы УСПД синхронизируются при каждом сеансе связи УСПД - сервер, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение, превышающее ± 1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по протоколу NTP по оптоволоконной связи, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений. Поправка часов счетчиков согласно описанию типа ± 0,5 с, ас учетом температурной составляющей - ± 1,5 с.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (далее по тексту - ПО) «АльфаЦЕНТР». ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии и УСПД, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами АИИС КУЭ.
ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами.
| Таблица | - Метрологические значимые модули ПО Таблица |
| Идентификацио нное наименование ПО | Номер версии (идентификаци онный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Идентификацион ное наименование файла ПО | Алгоритм вычисления цифрового идентификат ора ПО |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| "АльфаЦЕНТР" | v. 11.07.01.01 | e357189aea0466e98b0221dee68 d1e12 | amrserver.exe | MD5 |
| 745dc940a67cfeb3a1b6f5e4b17a b436 | amrc.exe |
| ed44f810b77a6782abdaa6789b8 c90b9 | amra.exe |
| 0ad7e99fa26724e65102e215750 c655a | cdbora2.dll |
| 0939ce05295fbcbbba400eeae8d0 572c | encryptdll.dll |
| b8c331abb5e34444170eee9317d 635cd | alphamess.dll |
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3, 4 нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений -
уровень «С» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИИК АИИС КУЭ
| № ИИК | Диспетчерское наименование точки учёта | Состав 1-го и 2-го уровней ИИК | Вид электроэнер гии |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик трёхфазный переменного тока активной/реактивной энергии | УСПД |
| ПС 220/110/10 кВ "Ульяновская" |
| 22 | ЗРУ-10 кВ, ячейка 04/1, ф. 2604 | ТЛО-10 класс точности 0,5 Ктт=300/5 Зав. № 4432; 4437; 4434 Госреестр № 25433-03 | НТМИ-10-66 У3 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Зав. № 2341 Госреестр № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03.01 класс точности 0,5S/1 Зав. № 0112080859 Госреестр № 27524-04 | СИКОН С10 Зав. № 238 Госреестр № 21741-01 | активная реактивная |
| 16-1 | ЗРУ-10 кВ, ячейка 19, ф. 2613 | ТЛО-10 класс точности 0,5 Ктт=300/5 Зав. № 4433; 4435; 4436 Госреестр № 25433-03 | НТМИ-10-66 У3 класс точности 0,5 Ктн=10000/100 Зав. № 2103 Госреестр № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 0808093295 Госреестр № 36697-08 | активная реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК (активная энергия)
| Номер ИИК | Диапазон значений силы тока | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК |
| Основная относительная погрешность ИИК, (± д), % | Относительная погрешность ИИК в рабочих условиях эксплуатации, (±д'), % |
| cos ф = 1,0 | cos ф = 0,87 | cos ф = 0,8 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,87 | cos ф = 0,8 |
| 22 | 0,05Ih1 < I1 < 0,2Ih1 | 1,8 | 2,5 | 2,9 | 2,2 | 2,8 | 3,2 |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 0,21н1 < I1 < 1н1 | 1,2 | 1,5 | 1,7 | 1,7 | 1,9 | 2,1 |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 1,0 | 1,2 | 1,3 | 1,5 | 1,7 | 1,8 |
| 16-1 | 0,05Ih1 < I1 < 0,2Ih1 | 1,8 | 2,5 | 2,8 | 1,9 | 2,5 | 2,9 |
| (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 0,21н1 < I1 < 1н1 | 1,1 | 1,4 | 1,6 | 1,2 | 1,5 | 1,7 |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 0,9 | 1,1 | 1,2 | 1,0 | 1,2 | 1,4 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИИК (реактивная энергия)
| Номер ИИК | Диапазон значений силы тока | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК |
| Основная относительная погрешность ИИК, (± д), % | Относительная погрешность ИИК в рабочих условиях эксплуатации, (± д), % |
| cos ф = 0,87(sin ф = 0,5) | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,87(sin ф = 0,5) | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) |
| 22 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1) | 0,05Ihi < I1 < 0,2Ihi | 5,7 | 4,7 | 6,2 | 5,2 |
| 0,2IH1 < I1 < IH1 | 3,2 | 2,6 | 3,5 | 3,0 |
| IH1 < I1 < 1,2IH1 | 2,4 | 2,1 | 2,8 | 2,5 |
| 16-1 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,05Ihi < I1 < 0,2Ihi | 5,5 | 4,4 | 5,7 | 4,6 |
| 0,2Ihi < Ii < IH1 | 3,0 | 2,4 | 3,3 | 2,8 |
| IH1 < I1 < 1,2IH1 | 2,3 | 1,9 | 2,7 | 2,3 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2. Нормальные условия эксплуатации :
Параметры сети:
- диапазон напряжения - от 0,99^Uh до 1,01 •Uh;
- диапазон силы тока - от 0,01 • 1н до 1,2^1н;
- диапазон коэффициента мощности cos9 (миф) - 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5);
- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 °С до 50 °С; счетчиков -от
18 °С до 25 °С; УСПД - от 10 °С до 30 °С; ИВК - от 10 °С до 30 °С;
- частота - (50 ± 0,15) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
3. Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - от 0,9^Uh1 до 1,1-Un1; диапазон силы первичного тока - от 0,05 ^1н1 до 1,2-Тн1; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,8 -1,0 (0,6 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 30 °С до 35 °С.
Для счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М :
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9^ин2 до 1,1-Uk2; диапазон силы вторичного тока - от 0,0Ын2 до 1,2Чн2; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,8 -1,0 (0,6 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от 10 °С до 30 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных 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;
- счетчики СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов,
среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
- счетчики СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 40000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания - до 5 лет;
- ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по
к аждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Количество, шт. |
| 2 | 3 | 4 |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 У3 | 2 |
| Счётчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ.03.01 | 1 |
| Счётчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ.03М | 1 |
| Устройство сбор и передачи данных УСПД | СИКОН С10 | 1 |
| Методика поверки | МП 1670/500-2013 | 1 |
| Паспорт - формуляр | АУВП.411711.ФСК.025.05. ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1670/500-2013 "Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/10 кВ «Ульяновская» - АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Ульяновская». Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФБУ "Ростест-Москва" 17.09.2013 г.
Перечень основных средств поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";
- для трансформаторов напряжения - для трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки" и/или МИ 2925-2005 "Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя";
- для счётчика СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ "Нижегородский ЦСМ" 10 сентября 2004 г.
Лист № 8
Всего листов 9
- для счётчика СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ "Нижегородский ЦСМ" 04 декабря 2007 г
- для УСПД СИКОН С10 - по документу "Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С10. Методика поверки. ВЛСТ 180.00.000 И1", утвержденному ВНИИМС в 2003 году;
- 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 с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электрической энергии ПС 220/110/10 кВ «Ульяновская» - АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Ульяновская».
Свидетельство об аттестации методики измерений 01.00252/008-2013 от 27.09.2013 г.
Нормативные документы
1. ГОСТ 22261-94 с изм. "Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия".
2. ГОСТ 34.601-90 "Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания".
3. ГОСТ Р 8.596-2002 "ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения".
4. ГОСТ 7746-2001 "Трансформаторы тока. Общие технические условия".
5. ГОСТ 1983-2001 "Трансформаторы напряжения. Общие технические условия".
6. 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".
7. ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003) "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии".
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
