Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ «Старорусская» (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 - измерительные трансформаторы тока и напряжения и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-4.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325, устройство синхронизации времени типа 35HVS, коммутационное оборудование и программное обеспечение (ПО) «Альфа Центр».
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера филиала ОАО «Федеральная Сетевая Компания Единой Энергетической Системы» - МЭС Северо-Запада (филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Северо-Запада) не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники ОРЭ.
ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных; устройство синхронизации системного времени на базе приемника GPS; автоматизированных рабочих мест (АРМ) на базе ПК; каналообразующей аппаратуры; средств связи и передачи данных.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят их трех уровней АИИС КУЭ.
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 входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
Результаты измерений счётчиками активной и реактивной электроэнергии собираются УСПД, где производится накопление и хранение результатов измерений по подстанции.
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически передает полученные данные в базу данных сервера БД ИВК ЦСОД МЭС Северо-Запада. В сервере БД ИВК ЦСОД МЭС Северо-Запада информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя GPS-приемник сигналов точного времени типа 35LVS (35HVS). Время УСПД синхронизировано с временем GPS-приемника. При расхождении времени часов УСПД с часами GPS-приемника на ±1 с выполняется корректировка часов УСПД. Синхронизация внутренних часов счетчика с часами УСПД осуществляется каждые 30 мин вне зависимости от наличия расхождения часов счетчиков с часами УСПД. Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Альфа Центр». ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии и УСПД, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами АИИС КУЭ.
ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами.
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
| Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) | Наименование файла | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПО «АльфаЦЕНТР» | программа-планировщик опроса и передачи данных | amrserver.exe | v.11.04.01 | 7e87c28fdf5ef9 9142ad5734ee7 595a0 | MD5 |
| драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | amrc.exe | a38861c5f25e2 37e79110e1d5d 66f37e |
| драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | amra.exe | e8e5af9e56eb7 d94da2f9dff64b 4e620 |
| драйвер работы с | cdbora2.dll | 0ad7e99fa2672 |
БД 4e65102e21575
| Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) | Наименование файла | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| | | | 0c655a | |
| библиотека шифрования пароля счетчиков | encryptdll.dll | 0939ce05295fb cbbba400eeae8 d0572c |
| библиотека сообщений планировщика опросов | alphamess.dll | b8c331abb5e34 444170eee9317 d635cd |
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ3286-2010.
Технические характеристики
Состав 1-го уровня АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-го уровня АИИС КУЭ
| № ИК | Диспетчерское наименование точки учёта | Состав 1-го уровня АИИС КУЭ | Вид электроэнергии |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик статический трёхфазный переменного тока активной/реактивной энергии |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| ПС 330 кВ "Старорусская" |
| 1 | ВЛ-330 кВ "Л-481" точка измерения №7 | CTS-1 363 У1 класс точности 0,2 S Ктт=1000/1 Зав. № 3364; 3362; 3358; 3354;3361; 3356 Госреестр № 21879-01 | C3V 362/8 класс точности 0,2 Kth=330000/V3/100/V3 Зав. № 15094; 15090; 15089 Госреестр № 21880-01 | EA02RAL-P3C-4W класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01047633 Госреестр № 16666-07 | активная реактивная |
| 2 | ОВ-110 кВ точка измерения №1 | ТФЗМ-110Б1-ГУ У1 класс точности 0,2 Ктт=1000/1 Зав. № 8679; 8633; 8642 Госреестр № 2793-88 | НКФ-110-83У1 класс точности 0,5 Kth=110000/V3/100/V3 Зав. № 61491; 61459; 61474 Госреестр № 1188-84 | EA02RAL-P3C-4W класс точности 0,2S/0,5 Зав. № 01050158 Госреестр № 16666-07 | активная реактивная |
Таблица 3. - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК |
| Основная относительная погрешность ИК, (± 3), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (± 3), % |
| cos ф = 1,0 | cos ф = 0,87 | cos ф = 0,8 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,87 | cos ф = 0,8 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S) | 0,01(0,02)Ihi < Ii < 0,05Ihi | 1,0 | 1,1 | 1,1 | 1,2 | 1,2 | 1,3 |
| 0,05Ih1 < I1 < 0,2Ih1 | 0,6 | 0,7 | 0,8 | 0,8 | 0,9 | 1,0 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 0,5 | 0,6 | 0,6 | 0,8 | 0,8 | 0,9 |
| 1н1 < I1 < 1,2Ih1 | 0,5 | 0,6 | 0,6 | 0,8 | 0,8 | 0,9 |
| 2 (ТТ 0,2; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 1,1 | 1,3 | 1,4 | 1,2 | 1,4 | 1,5 |
| 0,2Ih1 < I1 < 1н1 | 0,8 | 0,9 | 1,0 | 1,0 | 1,1 | 1,2 |
| Ih1 < I1 < 1,2Ih1 | 0,7 | 0,8 | 0,9 | 0,9 | 1,0 | 1,1 |
Таблица 4. - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК |
| Основная относительная погрешность ИК, (± 3), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (± 3), % |
| cos ф = 0,87(sin ф = 0,5) | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,87(sin ф = 0,5) | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5 - ГОСТ Р 52425 2005) | 0,02Ih1 < I1 < 0,05Ih1 | 2,1 | 1,8 | 2,5 | 2,3 |
| 0,05Ih1 < I1 < 0,2Ih1 | 1,6 | 1,4 | 2,1 | 1,9 |
| 0,2Ih1 < I1 < Ih1 | 1,1 | 1,0 | 1,8 | 1,7 |
| Ih1 < I1 < 1,2Ih1 | 1,1 | 1,0 | 1,8 | 1,7 |
| 2 (ТТ 0,2; ТН 0,5; Сч 0,5 - ГОСТ Р 52425 2005) | 0,05Ih1 < I1 < 0,2Ih1 | 2,5 | 2,1 | 2,9 | 2,5 |
| 0,2Ih1 < I1 < Ih1 | 1,7 | 1,4 | 2,2 | 2,0 |
| Ih1 < I1 < 1,2Ih1 | 1,5 | 1,3 | 2,1 | 1,9 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2. Нормальные условия эксплуатации :
Параметры сети:
• диапазон напряжения - (0,99 - 1,01)ин;
• диапазон силы тока - (0,01 - 1,2)1н;
• диапазон коэффициента мощности cos9 (sm9) - 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5);
• температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 °С до 50 °С; счетчиков -от 18 °С до 25 °С; ИВКЭ - от 10 °С до 30 °С; ИВК - от 10 °С до 30 °С;
• частота - (50 ± 0,15) Гц;
• магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
3. Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
• параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1)ин1; диапазон силы первичного тока - (0,01- 1,2)1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,8 - 1,0 (0,6 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
• температура окружающего воздуха - от минус 30 °С до 35 °С.
Для счетчиков электроэнергии "ЕвроАльфа":
• параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока - (0,01 - 1,2)1н2; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,8 - 1,0 (0,6 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
• температура окружающего воздуха - от 10 °С до 30 °С;
• магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
4. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 19832001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005.
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 5 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
• в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
• счетчик - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
• УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.
Надежность системных решений:
• резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
• резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
• в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:
J параметрирования;
J пропадания напряжения;
•S коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
• наличие механической защиты от несанкционированного доступа и
пломбирование:
• S счетчика;
• S промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
• S испытательной коробки;
J УСПД.
• наличие защиты на программном уровне:
•S пароль на счетчике;
J пароль на УСПД;
J пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• УСПД (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания - не менее 30 лет;
• ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ «Старорусская» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Кол-во, шт. |
| 1 | 2 |
| Трансформаторы тока измерительные ТФЗМ-110Б1-1У У1 | 3 |
| Трансформаторы тока CTS-1 363 У1 | 6 |
| Трансформаторы напряжения НКФ-110-83У1 | 3 |
| Трансформаторы напряжения C3V 362/8 | 3 |
| Устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325 | 1 |
| Счётчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа | 2 |
| Методика поверки | 1 |
| Формуляр | 1 |
| Инструкция по эксплуатации | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 51419-12 "Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ «Старорусская». Методика поверки", утвержденному в сентябре 2012 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" и/или МИ 2925-2005 "Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя";
• Средства измерений МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
• Средства измерений МИ 3196-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
• Счетчики "ЕвроАльфа" - по документу "Многофункциональный
многопроцессорный счётчик электрической энергии типа ЕвроАЛЬФА (ЕА). Методика поверки";
• УСПД RTU-325 - по документу "Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. ДЯИМ.466453.005 МП. Методика поверки";
• 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 (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ «Старорусская».
Нормативные документы
электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ «Старорусская»
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 Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
5. ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
6. ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия
7. ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
8. «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ ПС 330 кВ «Старорусская».
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
