Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/110/10 кВ «Татаурово» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений количества электроэнергии, получаемой и отпускаемой по расчетным (коммерческим) и техническим присоединениям энергообъектов единой национальной (общероссийской) электрической сети (ЕНЭС), автоматизированного сбора данных измерений; анализа полноты и достоверности данных измерений, обработки и хранения данных измерений, их передачи по необходимым уровням иерархии системы, расчета учетных показателей и обеспечение регламентированного доступа функциональных служб ОАО «ФСК ЕЭС» и смежных субъектов ОРЭ к данным учета электроэнергии; расчетов за транспортируемую электроэнергию и приобретаемую на ОРЭ электроэнергию для компенсации потерь.
Целью создания автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС является обеспечение ОАО «ФСК ЕЭС» и смежных субъектов ОРЭ своевременной, полной и достоверной информацией необходимой для коммерческих расчетов, в том числе и на ОРЭ, об объемах поступившей и отпущенной электроэнергии в технологическом процессе функционирования ЕНЭС.
Описание
АИИС КУЭ конструктивно представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные комплексы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:
1-ый уровень - измерительные каналы (ИК), включают в себя измерительные трансформаторы напряжения (TH), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325T , устройство синхронизации системного времени (УССВ), технические средства приема-передачи данных., каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-й уровень включает в себя: сервер сбора ОАО «ФСК ЕЭС», сервер базы данных филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - «МЭС Сибири» и АРМы должностных лиц.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующее оборот электроэнергии (мощности);
- периодический (1 раз 30 минут, 1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с заданной дискретностью учёта (30 минут);
- хранение данных об измеренных величинах и служебной информации в базе данных (БД), отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации и от несанкционированного доступа;
- передачу информации в филиал Забайкальского предприятия МЭС Сибири (ЗбПМЭС);
- передачу информации в МЭС Сибири - филиал ОАО «ФСК ЕЭС»;
- передачу коммерческой информации в ИАСУ КУ (ОАО «АТС») о состоянии средств измерения, а так же результатов измерений;
- защиту оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом уровне посредством опломбирования, а также на программном уровне посредством паролирования;
- диагностику, мониторинг и сбор статистики ошибок функционирования технических средств АИИС КУЭ;
- регистрацию, мониторинг событий в АИИС КУЭ на уровне ИВК (событий счетчиков, регламентных действий персонала, нарушений в системе информационной защиты, сбоев и др.);
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
- обмен данными со смежными субъектами оптового рынка;
- возможность составления баланса целом по подстанции для обеспечения контроля достоверности показаний приборов учёта;
- единое время посредством системы обеспечения единого времени (СОЕВ) на всех уровнях иерархии;
- возможность контроля полноты и достоверности данных на уровне ИВКЭ;
- результатов измерений;
- состояния средств измерений.
- возможность контроля баланса объекту в целом;
- возможность использования замещающей информации о приращениях электроэнергии (например с АСУ ТП).
Принцип действия:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим местным временем. Результаты измерений передаются кВт-ч.
Сбор информации со счетчиков в УСПД и далее на ИВК ОАО «ФСК ЕЭС» осуществляется по следующей схеме:
- от счетчика по интерфейсу RS-485 информация поступает на порт-сервер N-port, далее по протоколу TCP/IP на УСПД;
- с УСПД RTU-325T по каналам связи (Сеть передачи данных ЕТССЭ, спутниковая связь) поступает на ИВК.
Синхронизация времени ИВКЭ производится с помощью УССВ.
Пользователи, находящийся в локальной сети, получают доступ к информации, хранящейся в базе данных.
Связь с ИВКЭ организована по основному (ЕТССЭ) и по резервным (спутниковый) каналам связи.
Пользователи, находящийся в локальной сети ИВК ЗбПМЭС, получают доступ к информации, хранящейся в базе данных по средствам ПО «АРМ мониторинга».
Описание программного обеспечения
В состав программного обеспечения АИИС КУЭ ПС 220/110/1 ОкВ «Татаурово» входит:
- Системное ПО - операционная система (ОС);
- ПО Системы Управления Базой Данных (СУБД);
- Прикладное ПО, реализующее всю необходимую функциональность работы с данными.
В качестве системного ПО используется русская версия ОС Windows ХР Professional, производства компании Microsoft.
В качестве СУБД используется СУБД «ORACLE»
В качестве прикладного ПО должен использоваться:
- программное обеспечение счётчиков Альфа А1800;
- программное обеспечение УСПД RTU-325T;
- программное обеспечение «Альфа Центр» АС_РЕ;
- специализированное программное обеспечение «Метроскоп» в составе «АРМ Мониторинга» и «АРМ учета перетоков».
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени с точностью не хуже ±5,0 с/сутки. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят все средства измерений времени (таймеры счетчиков, УСПД).
В качестве базового прибора СОЕВ используется источник сигналов точного времени - GPS-приемник, подключенный к УСПД.
Сличение времени счетчиков с временем УСПД происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже 1 раза в 30 минут. Корректировка времени осуществляется при расхождении времени счетчиков с временем УСПД на величину более ±2 с.
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки.
МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 1.
Таблица 1
| № ИИК | Наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | УСПД |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 8 |
| 1 | ВЛ-110 кВ Та-таурово-Прибайкальская (ТП-128) | Siemens SB 0.8 Кл. т. 0,5 S 1000/5 Зав.№ 08043202 Зав.№ 08043208 Зав.№ 08043204 Госреестр №20951-08 | НДКМ-110УХЛ1 Кл. т. 0,2 1 юооо/л/з/юо/Уз Зав.№ 56 Зав.№ 57 Зав.№ 58 Госреестр № 38002-08 | A1802-RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 01198810 Госреестр № 31857-06 | RTU-325T Зав. № 5088 Госреестр №44626-10 | Активная Реактивная |
| 2 | ВЛ-110 кВ Та-таурово-Мандрик (ТМ-119) | Siemens SB 0.8 Кл. т. 0,5S 1000/5 Зав.№ 08043190 Зав.№ 08043193 Зав.№ 08043188 Госреестр №20951-08 | НДКМ-110УХЛ1 Кл. т. 0,2 110000/^3/100/^3 Зав.№ 30 Зав.№ 31 Зав.№ 59 Госреестр № 38002-08 | A1802-RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 01198813 Госреестр № 31857-06 | Активная реактивная |
| 3 | ВЛ-35 кВ Ман-дрик-Итанца с отпайкой ПС Татаурово (МИ - 324) | ТОЛ-СЭЩ-10-21 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав.№ 04343-09 Зав.№ 04344-09 Зав.№ 04336-09 Госреестр №32139-06 | ЗНОЛ-СЭЩ-Ю Кл. т. 0,5 юооо/Уз/юо/Уз Зав.№01139 Зав.№01132 Зав.№01136 Госреестр № 35956-07 | A1802-RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 01198835 Госреестр № 31857-06 | Активная реактивная |
| 4 | ф.Т4 Татаурово | ТОЛ-СЭЩ-Ю-21 Кл. т. 0,5 S 200/5 Зав.№ 40127-08 Зав.№ 37735-08 Зав.№ 13194-08 Госреестр №32139-06 | ЗНОЛ-СЭЩ-Ю Кл. т. 0,5 юооо/Уз/юо/Уз Зав.№01139 Зав.№01132 Зав.№ 01136 Госреестр № 35956-07 | A1802-RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 01198829 Госреестр № 31857-06 | Активная реактивная |
| 5 | ф.Т5 Татаурово | ТОЛ-СЭЩ-Ю-21 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав.№ 03849-09 Зав.№ 03850-09 Зав.№ 03848-09 Госреестр №32139-06 | ЗНОЛ-СЭЩ-Ю Кл. т. 0,5 юооо/Уз/юо/Уз Зав.№01130 Зав.№ 01141 Зав.№01131 Госреестр № 35956-07 | A1802-RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 01198830 Госреестр № 31857-06 | Активная реактивная |
| 6 | ф.Тб Ст. Татаурово | ТОЛ-СЭЩ-Ю-21 Кл. т. 0,5 S 200/5 Зав.№ 40221-08 Зав.№ 35919-08 Зав.№ 35086-08 Госреестр № 32139-06 | ЗНОЛ-СЭЩ-Ю Кл. т. 0,5 10000/V3/100/V3 Зав.№01139 Зав.№01132 Зав.№01136 Госреестр № 35956-07 | A1802-RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 01198820 Госреестр № 31857-06 | Активная реактивная |
| 7 | ф.Т7 Еловка | ТОЛ-СЭЩ-10-21 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав.№ 40313-08 Зав.№ 40275-08 Зав.№ 40111-08 Госреестр №32139-06 | ЗНОЛ-СЭЩ-Ю Кл. т. 0,5 юооо/Уз/кю/Уз Зав.№01130 Зав.№01141 Зав.№ 01131 Госреестр № 35956-07 | A1802-RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 01198818 Госреестр № 31857-06 | Активная реактивная |
Таблица 2
| Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| № ИИК | знач. coscp | 81(2)%, 11(2)^ I изм< 15 % | $5 %, Is %— I изм< 120 % | 820 %, I 20 %— 1 изм< I 100% | 8юо%, Too %— I изм< I 120 % |
| 1,2 TT-0,5S ТН-0,2 Сч-0,28 | 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 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,4 |
| 0,5 | ±4,7 | ±2,8 | ±2,0 | ±2,0 |
| 3-7 TT-0,5S ТН-0,5 Сч-0,28 | 1,0 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,9 | ±2,1 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 |
| 0,8 | ±2,6 | ±1,7 | ±1,4 | ±1,4 |
| 0,7 | ±3,2 | ±2,0 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,5 | ±4,8 | ±3,0 | ±2,3 | ±2,3 |
| Границы допускаемой относительной погрешности измерения реактивной электрической |
| энергии в | рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |
| № | знач. | 81(2)%, | 85 %, | 820 %, | 8юо%, |
| ИИК | coscp/sincp | I 2 %^ I изм< I 5 % | Т I изм< I 20 % | I 20 %—1 изм< I 100% | Iioo I изм< I 120 % |
| 1,2 | 0,9/0,44 | ±6,1 | ±3,5 | ±2,4 | ±2,4 |
| TT-0,5S | 0,8/0,6 | ±3,8 | ±2,2 | ±1,5 | ±1,5 |
| ТН-0,2 | 0,7/0,71 | ±3,1 | ±1,8 | ±1,3 | ±1,3 |
| Сч-0,5 | 0,5/0,87 | ±2,2 | ±1,3 | ±0,9 | ±0,9 |
| 3-7 | 0,9/0,44 | ±6,2 | ±3,8 | ±2,8 | ±2,8 |
| TT-0,5S | 0,8/0,6 | ±3,9 | ±2,4 | ±1,8 | ±1,8 |
| ТН-0,5 | 0,7/0,71 | . ±3,2 | ±2,0 | ±1,5 | ±1,5 |
| Сч-0,5 | 0,5/0,87 | ±2,3 | ±1,4 | ±1,1 | ±1,1 |
Примечания:
1. Погрешность измерений 8ц2)%р и 3ip)%Q для cos<p=l,0 нормируется от 11%, а погрешность измерений 6ц2)%р и 8i(2)%q для cosср< 1,0 нормируется от 12%.
2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ :
• напряжение питающей сети: напряжение (0,98...1,02)-Цном, ток (1 + 1,2)-1ном, cos<p=0,9 инд;
• температура окружающей среды (20±5) °C.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ :
• напряжение питающей сети (0,9...1,1)-Uhom, ток (0,01 ...1,2)-1ном;
• температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °C;
- УСПД от плюс 5 до плюс 35 °C;
- трансформаторы тока по ГОСТ 7746;
- трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АНИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АЛИС КУЭ измерительных компонентов:
• счетчик электроэнергии - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
• УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 55000 часов Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
• для счетчика Тв < 2 часа;
• для УСПД Тв < 2 часа;
• для модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
• клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
• панели подключения к электрическим интерфейсам счечиков защищены механическими пломбами;
• наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД;
• защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
• фактов параметрирования счетчика;
• фактов пропадания напряжения;
• фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• УСПД (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
• счетчик электроэнергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 57 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
• УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу -15 суток; при отключении питания - 3 года;
МЕСТО И СПОСОБ НАНЕСЕНИЯ ЗНАКА УТВЕРЖДЕНИЯ ТИПА
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Поверка
Поверка проводится в соответствии с документом «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/110/10 кВ «Татаурово». Методика поверки». МП-853/446-2010 утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в сентябре 2010 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ-по ГОСТ 8.217-2003;
- TH - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- Счётчики А1800 - по методике поверки МП-2203-0042-2006 утверждённой ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2006 г.;
- УСПД RTU-325T - по методике поверки ДЯИМ.466215.005 МП утверждённой ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Госреестр № 27008-04);
- Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- Термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений - 4О...+5О°С, цена деления
1°С.
СВЕДЕНИЯ О МЕТОДИКАХ (МЕТОДАХ) ИЗМЕРЕНИЙ
Измерения производятся в соответствии с документом «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/110/10 кВ «Татаурово».
Нормативные документы
1 ГОСТ 22261-94 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 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5.
7 ГОСТ 26035-83 Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия.
