Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала «Мариэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» (ПС 35/10 кВ «Ленинская») (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень включает в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2011, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 30206-94, в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ЦСОИ Горномарийских ЭС, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, ИВК «ИКМ-Пирамида» (Зав.№ 204), и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ЦСОИ Филиала «Мариэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, ИВК «ИКМ-Пирамида» (Зав.№ 189), устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (№244), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».
Первичные 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на уровень ИВК ЦСОИ Горномарийских ЭС, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление, оформление справочных и отчетных документов.
Далее, по запросу ИВК ЦСОИ Филиала «Мариэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья», ИВК ЦСОИ Горномарийских ЭС передает запрашиваемую информацию на верхний уровень с помощью GSM-модема.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Далее информации передается в организации-участники оптового рынка электроэнергии посредством интернет-провайдера.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени на основе УСВ-1, синхронизирующих собственное системное время по сигналам поверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УСВ-1 (Зав. №244). Погрешность синхронизации не более ±0,5 с. Время ИВК «ИКМ-Пирамида» ЦСОИ Филиала «Мариэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья», синхронизировано с временем УСВ-1, синхронизация осуществляется раз в час, корректировка времени осуществляется вне зависимости от расхождения с временем УСВ-1. Время ИВК «ИКМ-Пирамида» ЦСОИ Горномарийских ЭС, синхронизировано с временем ИВК «ИКМ-Пирамида» ЦСОИ Филиала «Мариэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья». Сличение времени производится во время сеанса связи (каждые 30 минут), корректировка времени осуществляется вне зависимости от наличия расхождения времени. Сличение времени счетчиков с ИВК «ИКМ-Пирамида» ЦСОИ Горномарийских ЭС производится раз в сутки. Корректировка времени осуществляется при расхождении с временем ИВК ±2 с. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ Филиала «Мариэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» (ПС 35/10 кВ «Ленинская») используется ПО «Пирамида 2000» » версии 10, в состав которого входят программы указанные в таблице 2. «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами «Пирамида 2000».
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
«Пирамида 2000» | | 10 | | - |
Пирамида 2000 АРМ:Предприятие | Р2КСНе^.ехе | 11.11.2009 | A9295EBCDFF61F6 D1209D37863D9B4 89 | MD5 |
Пирамида 2000 Сервер | РЗК^егуег.ехе | 3.0 от 11.11.2009 | 6F1E5B9A922321F B8D40151CD822AF AD | MD5 |
Системы информационно-измерительной контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000» внесены в Госреестре №21906-11.
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - 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.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2
Таблица 2 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики
№ п/п | Наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
ТТ | ТН | Счётчик | ИВК | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
1 | ПС «Ленинская» 35/10, ввод 10 кВ | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 28771 Зав. № 26093 1276-59 | НАМИ-10 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 666 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0103060113 27524-04 | ИКМ «Пирамида» Зав.№204 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,0 ±4,6 |
2 | ПС «Ленинская» 35/10, ТСН-1 | Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5S 30/5 Зав. № 083494 Зав. № 083496 Зав. №083495 17551-98 | _ | СЭТ-4ТМ.03.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108074456 27524-04 | активная реактивная | ±0,9 ±2,2 | ±2,9 ±4,9 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: напряжение (0,98 + 1,02) Uhom; ток (1 + 1,2) 1ном, частота - (50 ± 0,15) Гц; cos9 = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от минус 40 °С до + 50 °С; счетчиков - от + 18 °С до + 25 °С; ИВК - от + 10 °С до + 30 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия эксплуатации:
- для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 ^ 1,1) UH1; диапазон силы первичного тока - (0,02 ^ 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) 0,5 ^ 1,0 (0,87 + 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.
- для счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 ^ 1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,02 ^ 1,2) Ih2; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,5 + 1,0 (0,87 ^ 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 °C до плюс 60 °C;;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 5 °С до + 40 °С;
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83;
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 на Филиала «Мариэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» (ПС 35/10 кВ «Ленинская») порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т =
90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бес
перебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал ИВК:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и ИВК;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- ИВК;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметриро-вании:
- электросчетчика;
- ИВК.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- ИВК - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала «Мариэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» (ПС 35/10 кВ «Ленинская») типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплек-
тующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование | Кол-во, шт. |
Трансформатор тока ТПЛ-10 | 2 |
Трансформатор тока Т-0,66 М У3 | 3 |
Трансформатор напряжения НАМИ-10 | 1 |
Счётчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 | 2 |
Методика поверки | 1 |
Паспорт-формуляр | 1 |
Руководство по эксплуатации | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 48191-11 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала «Мариэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» (ПС 35/10 кВ «Ленинская»). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в октябре 2011 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
• Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";
• Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки";
• Счетчик СЭТ-4ТМ.03 - по документу ИЛГШ.411151.124 РЭ1
• ИВК «ИКМ-Пирамида» - по документу «Комплексы информационновычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки ВЛСТ 230.00.000 И1»;
• УСВ-1 - по документу ИВК «Усройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП»;
• 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
Метод измерений изложен в документе "Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии Филиала «Мариэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» (ПС 35/10 кВ «Ленинская»).
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия
ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
ГОСТ 30206-94. Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S и 0,5S).
ГОСТ 26035-83. Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия.
МИ 3000-2006 "Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки".
«Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета Филиала «Мариэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» (ПС 35/10 кВ «Ленинская»).
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.