Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ "Ожогино" филиала ОАО "Тюменьэнерго" "Тюменские распределительные сети". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ "Ожогино" филиала ОАО "Тюменьэнерго" "Тюменские распределительные сети"

Основные
Тип
Год регистрации 2010
Дата протокола 03д5 от 29.07.10 п.174
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 41985
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск проект.документация Института "Уралэнергосетьпроект" г. Екатеринбург
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Ожогино» филиала ОАО «Тюменьэнерго» «Тюменские распределительные сети» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности потребляемой с ОРЭ по всем расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления и передачи информации в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС», Тюменское РДУ, филиал «ФСК ЕЭС»- МЭС Западной Сибири, филиал ОАО «Тюменьэнерго» «Тюменские распределительные сети» в рамках согласованного регламента.

Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.

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) ЭКОМ 3000 Госреестр № 17049-09, устройство синхронизации системного времени (УССВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

3-й уровень, информационно-вычислительный комплекс системы (ИВК), который включает в себя сервер АИИС КУЭ Тюменские ЭС ОАО «Тюменьэнерго» (Госреестр № 35973-07).

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;

- хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);

- передача результатов измерений в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС», Тюменское РДУ, филиал «ФСК ЕЭС»- МЭС Западной Сибири, филиал ОАО «Тюменьэнерго» «Тюменские распределительные сети»;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);

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.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи RS - 485 поступает в УСПД ЭКОМ 3000, где производится сбор, хранение и передача результатов измерений на верхний уровень АИИС КУЭ.

Данные об энергопотреблении из УСПД, в автоматическом режиме, передаются на сервер АИИС КУЭ Тюменские ЭС ОАО «Тюменьэнерго» (Госреестр № 35973-07) где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации). Данные об энергопотреблении из УСПД на сервер передаются по основному выделенному каналу волоконно-оптической связи (ВОЛС). В качестве резервного канала используется коммутируемый канал связи по GSM-модему.

Описание программного обеспечения

В состав ПО АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии, ПО УСПД «Конфигуратор», «Архив», ПО сервера АИИС КУЭ Тюменские ЭС ОАО «Тюменьэнерго» (Госреестр № 35973-07).

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. 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 со 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-220 «Ожоги-но-Тюменская ТЭЦ-2»

TO-245N Кл. т. 0.2S 500/5

Зав.№ 00090

Зав.№ 00094

Зав.№ 00093 Госреестр № 30489-05

СРА-245

Кл. т. 0,2 220000А/3/100А/3/100/3

Зав.№ 8734545

Зав.№ 8734541

Зав.№ 8734544

Госреестр № 15852-06

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл.т. 0,5S/l,0 Зав .№ 0104085221 Госреестр № 27524-04

эком-зооо Зав. № 10082313 Госреестр № 17049-09

Активная Реактивная

2

ВЛ-220 «Ожоги-но-Княжево»

TO-245N

Кл. т. 0,2S 500/5

Зав.№ 00113 Зав.№00114 Зав.№ 00116 Госреестр № 30489-05

СРА-245

Кл. т. 0,2 220000А'3/100Л'3/100/3 Зав.№ 8734543 Зав.№ 8734540 Зав.№ 8734542 Госреестр № 15852-06

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл.т. 0,5S/l,0 Зав.№ 0104085601 Госреестр № 27524-04

Активная реактивная

3

«РПП-220кВ»

TG-245N

Кл. т. 0,2S 500/5 Зав.№ 00087 Зав.№ 00088 Зав.№ 00089

Госреестр № 30489-05

СРА-245

Кл. т. 0,2 220000Л/3/100АЗ/100/3

Зав.№ 8734545

Зав.№ 8734541

Зав.№ 8734544

Госреестр № 15852-06

СРА-245

Кл. т. 0,2 220000/^3/100/^3/100/3

Зав.№ 8734543

Зав.№ 8734540

Зав.№ 8734542

Госреестр № 15852-06

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл.т. 0.5S/1.0

Зав.№ 0104084371

Госреестр № 27524-04

Активная реактивная

Таблица 2

Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной электрической энер-гии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ_________________

Номер канала

cosip

81(2)%, 11(2)— I H3M< I 5%

85 %, I5 %- I ИЗМ< I 20 %

820%, I 20 %- I изм< I 100 %

8100%, 1100%- I изм< I 120%

1-3 TT-0,2S; ТН-0,2; Сч-0,58

1,0

±1,9

±1,5

±1,4

±1,4

0,9

±1,9

±1,6

±1,5

±1,5

0,8

±2,0

±1,7

±1,5

±1,5

0,7

±2,1

±1,8

±1,6

±1,6

0,5

±2,5

±2,1

±1,8

±1,8

Продолжение таблицы 2

Границы допускаемой относительной погрешности измерения реактивной электрической ______________энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ

Номер канала

costp

81(2)%, I 2 %- I Изм"4- I 5 %

85 %, I5 I изм< I 20 %

820 %, I 20 %— I изм'^ I 100%

8юо%, 1100 %^ I изм< I 120 %

1-3 TT-0,2S; ТН-0,2; Сч-1,0

0,9

±6,0

±3,4

±2,2

±2,0

0,8

±4,5

±2,7

±1,9

±1,8

0,7

±4,0

±2,6

±1,8

±1,8

0,5

±3,5

±2,3

±1,7

±1,7

Примечания:

1. Погрешность измерений Зц2)%р и 3](2)%q для cos<p=l,0 нормируется от 11°%, а погрешность измерений Зц2)%р и 3/(2)%q для cos (р< 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)*Uhom, ток (1 + 1,2)*1ном, cos<p=0,9 инд;

• температура окружающей среды (20±5) ЯС.

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 ЯС;

- УСПД от плюс 5 до плюс 35 ЯС;

- 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 30206 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 20635 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 АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;

• УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 75000 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 АПИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АПИС 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 «ГСП. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АПИС КУЭ) ПС 220 кВ «Ожогино» филиала ОАО «Тюменьэнерго» «Тюменские распределительные сети». Методика поверки». МП-899/446-2010 утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Рос-тест-Москва» в октябре 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;

- СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в сентябре 2004 г.;

- УСПД ЭКОМ 3000 - по методике поверки ПКБМ.421459.003 МП утверждённой ГЦИ СИ ВНИИМС в мае 2009 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.

Межповерочный интервал - 4 года

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 кВ «Ожогино» филиала ОАО «Тюменьэнерго» «Тюменские распределительные сети».

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 30206-94. Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S и 0,5S).

7 ГОСТ 26035-83 Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия.

Развернуть полное описание