Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЛПДС «Крымская», ПС 110/6 кВ (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии (мощности).
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие
уровни.
Первый уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), многофункциональные счетчики электрической энергии (Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
На уровне ИИК АИИС КУЭ реализуются следующие функции:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и нарастающим итогом на начало расчетного периода (день, месяц);
- автоматическая коррекция времени в составе системы обеспечения единого времени;
- автоматическую регистрацию событий, сопровождающих процессы измерения, в «Журнале событий»;
- хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений;
- предоставление доступа к измеренным значениям и «Журналам событий» со стороны информационно-вычислительного комплекса АИИС КУЭ.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), устройство синхронизации системного времени, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы. ИВКЭ выступает в качестве промежуточного хранилища измерительной информации и информации о средствах измерений.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер сбора и обработки данных (Сервер БД), сервер точного времени; автоматизированные рабочие места на базе персональных компьютеров (АРМ); каналообразующую аппаратуру; средства связи и передачи данных и программное обеспечение.
На третьем уровне АИИС КУЭ реализуются следующие функции:
- автоматический сбор результатов измерений электроэнергии с заданной дискретностью (30 мин);
- сбор и передача «Журналов событий» с нижних уровней в базу данных ИВК;
- хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений;
- масштабирование долей именованных величин количества электроэнергии;
- расчет потерь электроэнергии от точки измерений до точки поставки;
- автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов связи, восстановление питания;
- формирование и передачу результатов измерений в XML-формате по электронной
почте;
- организация дистанционного доступа компонентам АИИС КУЭ.
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ.
Первичные токи преобразуются измерительными ТТ и ТН в допустимые для безопасных измерений значения и по проводным линиям поступают на измерительные входы Счетчиков (в случае отсутствия ТН подключение цепей напряжения Счетчика производится по проводным линиям, подключенных к первичному напряжению). В Счетчиках аналого-цифровой преобразователь осуществляет измерение мгновенных аналоговых значений величин, пропорциональных фазным напряжениям и токам по шести каналам, и выполняет преобразование их в цифровой код, а также передачу по скоростному последовательному каналу в микроконтроллер. Микроконтроллер по полученным измерениям вычисляет мгновенные значения активной и полной мощности.
Средняя активная и полная электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности. При каждой вышеописанной итерации (30 мин) Счетчик записывает результат вычислений во внутреннюю память посредством ведения массивов мощности.
УСПД, установленный на уровне ИВКЭ, периодически с частотой не реже 3 раз в сутки, по проводным линиям связи опрашивает Счетчики ИИК и производит сбор и хранение информации в собственной базе данных.
На уровне ИВК Сервер БД не реже одного раза в сутки, в автоматическом режиме (либо по запросу в ручном режиме), посредством каналообразующей аппаратуры по протоколу TCP/IP инициирует сеанс связи с УСПД. После установки связи с устройством, происходит считывание результатов измерений за прошедшие сутки, производится дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в рамках согласованного регламента через каналы связи интернет-провайдеров. ИВК является единым центром сбора и обработки данных всех АИИС КУЭ организаций системы ОАО «АК «Транснефть».
Система осуществляет обмен данными между АИИС КУЭ смежных субъектов по каналам связи Internet в формате xml-файлов.
Передача информации от Сервера БД в программно-аппаратный комплекс коммерческого оператора ОРЭ (с учетом агрегации данных по всем АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» и АИИС КУЭ смежных субъектов) с электронной цифровой подписью, системному оператору и в другие заинтересованные организации осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 (формат регламентирован Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка).
Каналы связи являются цифровыми и, соответсвенно, не вносят дополнительных погрешностей при измерениях. Передача данных на всех уровнях внутри системы организована с помощью сравнения контрольных сумм по стандартизированным протоколам передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени и обеспечивает синхронизацию времени на всех уровнях АИИС КУЭ (Сервер БД, УСПД, Счетчики). В качестве эталонного времени в СОЕВ используется время, транслируемое ГЛОНАСС/GPS-системами и получаемое специализированными устройствами синхронизации времени (далее по тексту - УСВ)
УСВ-2 (Регистрационный номер СИ № 41681-10) на уровне ИВКЭ и ССВ-1Г (Регистрационный номер СИ № 39485-08) на уровне ИВК.
Синхронизация времени Сервера БД и УСПД производится от УСВ автоматически не реже 1 раза в 30 минут.
Сличение времени УСПД и Счетчиков происходит при каждом обращении УСПД к Счетчикам. Коррекция времени Счетчика производится автоматически при обнаружении рассогласования времени более чем на ±1 с.
Погрешность СОЕВ составляет не более ±5 с/сут.
Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов Счётчика, УСПД и СБД отражаются в соответствующих журналах событий.
В АИИС КУЭ обеспечена защита от несанкционированного доступа на физическом уровне путем пломбирования:
- Счетчиков;
- всех промежуточных клеммников вторичных цепей;
- УСПД.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» (версии не ниже 7.1). ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 7.1 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
| Другие идентификационные данные | pso_metr.dll, версия 1.1.1.1 |
Программное обеспечение не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответсвии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных компонентов 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Основные технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 4.
| № ИК | Наименование | Состав ИИК | Состав ИВКЭ |
| Трансформаторы тока | Трансформаторы напряжения | Счетчики электрической энергии | УСПД |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС 110/6 кВ Крымская ОРУ-110 кВ ввод 110 кВ Т1 | ТОГФ-110 кл.т 0,2S Ктт = 200/5 Рег. № 44640-10 | ЗНОГ-110 кл.т 0,5 Ктн = 110000V3/100V3 Рег. № 61431-15 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | СИКОН С70 Рег. № 41681-10 |
| 2 | ПС 110/6 кВ Крымская ОРУ-110 кВ ввод 110 кВ Т2 | ТОГФ-110 кл.т 0,2S Ктт = 200/5 Рег. № 44640-10 | ЗНОГ-110 кл.т 0,5 Ктн = 110000V3/100V3 Рег. № 61431-15 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | СИКОН С70 Рег. № 41681-10 |
| 3 | ПС Крымская 110/6 кВ, ЗРУ 6 кВ, Ввод №1 яч. 101 | ТШЛ-СЭЩ-10 кл.т 0,5S Ктт = 3000/5 Рег. № 59869-15 | НОЛ-СЭЩ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000V3/100V3 Рег. № 54370-13 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | СИКОН С70 Рег. № 41681-10 |
| 4 | ПС Крымская 110/6 кВ, ЗРУ 6 кВ, Ввод №2 яч. 201 | ТШЛ-СЭЩ-10 кл.т 0,5S Ктт = 3000/5 Рег. № 59869-15 | НОЛ-СЭЩ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000V3/100V3 Рег. № 54370-13 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | СИКОН С70 Рег. № 41681-10 |
| 5 | ПС Крымская 110/6 кВ, ЩСН-0,4 кВ, Ввод ТСН-1 | ТШП-0,66М кл.т 0,5S Ктт = 300/5 Рег. № 57564-14 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | СИКОН С70 Рег. № 41681-10 |
| 6 | ПС Крымская 110/6 кВ, ЩСН-0,4 кВ, Ввод ТСН-2 | ТШП-0,66М кл.т 0,5S Ктт = 300/5 Рег. № 57564-14 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 кл.т 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | СИКОН С70 Рег. № 41681-10 |
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| §1(2)%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, |
| I1(2)% £ I изм< I 5 % | I5 %£I изм<! 20 % | % % 0 0 I1 < % м 2I £ % 0 2 I | I100 “/о^изм^ШУо |
| 1, 2 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 1,0 | ±1,1 | ±0,8 | ±0,7 | ±0,7 |
| 0,9 | ±1,2 | ±0,9 | ±0,8 | ±0,8 |
| 0,8 | ±1,3 | ±1,0 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,7 | ±1,5 | ±1,2 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,5 | ±2,1 | ±1,7 | ±1,4 | ±1,4 |
| 3, 4 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5 S; ТН 0,5) | 1,0 | ±1,8 | ±1,1 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,9 | ±2,1 | ±1,3 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,8 | ±2,5 | ±1,6 | ±1,2 | ±1,2 |
| 0,7 | ±3,1 | ±2,0 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,5 | ±4,8 | ±3,0 | ±2,2 | ±2,2 |
| 5, 6 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5 S) | 1,0 | ±1,7 | ±0,9 | ±0,6 | ±0,6 |
| 0,9 | ±1,9 | ±1,1 | ±0,8 | ±0,8 |
| 0,8 | ±2,4 | ±1,4 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,7 | ±3,0 | ±1,7 | ±1,2 | ±1,2 |
| 0,5 | ±4,6 | ±2,7 | ±1,8 | ±1,8 |
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| §1(2)%, | §5 %, | §20 %, | §100 %, |
| I1(2)% £ I изм< I 5 % | I '-Л % 1Л нн и з 2 Л нн 2 о % ©х | % % 0 0 I1 < % м 2I £ % 0 2 I | I100 “/о^изм^ШУо |
| 1, 2 (Счетчик 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,5) | 0,9 | ±2,6 | ±2,1 | ±1,7 | ±1,7 |
| 0,8 | ±2,0 | ±1,7 | ±1,3 | ±1,3 |
| 0,7 | ±1,8 | ±1,5 | ±1,1 | ±1,1 |
| 0,5 | ±1,6 | ±1,4 | ±1,0 | ±1,0 |
| 3, 4 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5 S; ТН 0,5) | 0,9 | ±5,7 | ±3,6 | ±2,6 | ±2,6 |
| 0,8 | ±4,0 | ±2,6 | ±1,9 | ±1,9 |
| 0,7 | ±3,2 | ±2,2 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,5 | ±2,4 | ±1,8 | ±1,2 | ±1,2 |
| 5, 6 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5S) | 0,9 | ±5,5 | ±3,3 | ±2,2 | ±2,2 |
| 0,8 | ±3,8 | ±2,4 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,7 | ±3,1 | ±2,0 | ±1,2 | ±1,2 |
| 0,5 | ±2,3 | ±1,6 | ±1,0 | ±1,0 |
| П р и м е ч а н и я: 1. В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95. 2. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии и средней мощности на интервале времени 30 минут. 3. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % от !ном cosj = 0,8 инд. Допускается замена ТТ, ТН и Счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение метрологических характеристик. Допускается замена УСПД и УСВ на аналогичные утвержденных типов. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. |
| Наименование характеристики | Значение |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^, В | от 98 до 102 |
| - ток, % от ^ом | от 5 до 120 |
| - частота сети, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности | 0,9 |
| - температура окружающей среды, °С | от +18 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^, В | от 90 до 110 |
| - ток, % от ^ом | от 2 до 120 |
| - частота сети, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд до 0,8 емк |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -40 до +50 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| Счетчиков и УСПД, °С | от +10 до +30 |
| Харектеристики надежности применяемых в АИИС КУЭ | |
| компонентов: | |
| Счетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер БД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 80000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| УСВ: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Г лубина хранения информации | |
| Счетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
| направлениях, сутки, не менее | 45 |
| УСПД: | |
| - тридцатиминутные приращения энергии в двух | |
| направлениях по каждому ИК, сутки, не менее | 45 |
| Сервер БД: | |
| - результаты измерений, «Журналы событий», показания за | |
| расчетные периоды, лет, не менее | 3,5 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности СОЕВ с/сут., не более | ±5 |
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Кол-во |
| Трансформатор тока | ТОГФ-110 | 6 шт. |
| Трансформатор тока | ТШЛ-СЭЩ-10 | 6 шт. |
| Трансформатор тока | ТШП-0,66М | 6 шт. |
| Трансформатор напряжения | ЗНОГ-110 | 6 шт. |
| Трансформатор напряжения | НОЛ-СЭЩ-6 | 6 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 6 шт. |
| Контроллер сетевой индустриальный | СИКОН С70 | 1 шт. |
| Устройства синхронизации времени | УСВ-2 | 1 шт. |
| Источник частоты и времени/серверы синхронизации времени | ССВ-1Г | 2 шт. |
| Методика поверки | РТ-МП-4102-500-2016 | 1 экз. |
| Паспорт - формуляр | 0272-00-022-ПФ | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-4102-500-2016 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЛПДС «Крымская», ПС 110/6 кВ. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 19.12.2016 г.
Основные средства поверки:
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GPS (регистрационный номер 27008-04);
- приборы для измерения показателей качества электрической энергии и электроэнергетических величин Энерготестер ПКЭ (регистрационный номер 39900-08);
- термогигрометр CENTER (регистрационный номер 22129-09);
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с Счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого средства измерений с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма и (или) наклейки, наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЛПДС «Крымская», ПС 110/6 кВ».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЛПДС «Крымская», ПС 110/6 кВ
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
![Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЛПДС "Крымская", ПС 110/6 кВ](https://fgisarshin.ru/image/cache/catalog/logo/fgisarshin-500x500.png "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЛПДС "Крымская", ПС 110/6 кВ"){kind=logo}
67022-17: Методика поверки РТ-МП-4102-500-2016Скачать947.4 Кб