Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЛПДС "Крымская", ПС 110/6 кВ. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЛПДС "Крымская", ПС 110/6 кВ

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

%

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

Развернуть полное описание