Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Агрохолдинг ЭкоРос» ПС 110 кВ «Запад» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень состоит из измерительных трансформаторов тока (ТТ) класса точности 0,2S, измерительных трансформаторов напряжения (ТН) класса точности 0,5 и счетчиков активной и реактивной электроэнергии класса точности 0,2S в режиме измерения активной электроэнергии и 0,5 в режиме измерения реактивной электроэнергии, вторичных измерительных цепей и технических средств приема-передачи данных.
Счетчики электрической энергии обеспечены энергонезависимой памятью для хранения профиля нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 35 суток, данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а также запрограммированных параметров.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), созданный на базе устройства сбора и передачи данных (УСПД), устройства синхронизации системного времени (УССВ) и коммутационного оборудования.
УСПД обеспечивает сбор данных со счетчика, расчет (с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН) и архивирование результатов измерений электрической энергии в энергонезависимой памяти с привязкой ко времени, передачу этой информации в информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Полученная информация накапливается в энергонезависимой памяти УСПД. Расчетное значение глубины хранения архивов составляет не менее 35 суток. Точное значение глубины хранения информации определяется при конфигурировании УСПД.
3-й уровень - ИВК, который включает в себя сервера ЗАО «Агрохолдинг ЭкоРос» и АО «Концерн Росэнергоатом», автоматизированные рабочие места операторов АИИС КУЭ, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного воздействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, обработку и хранение ее, передачу отчетных документов коммерческому оператору оптового рынка электроэнергии и мощности (КО) и смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
3-й уровень - ИВК обеспечивающий выполнение следующих функций:
- сбор информации от ИВКЭ (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных (БД) серверов ЗАО «Агрохолдинг ЭкоРос» и АО «Концерн Росэнергоатом» не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии (ОРЭ).
ИВК состоит из центра сбора и обработки данных (ЦСОД) ЗАО «Агрохолдинг ЭкоРос» и АО «Концерн Росэнергоатом», аппаратуры приема-передачи данных и технических средств для организации локальной вычислительной сети (ЛВС), разграничения прав доступа к информации. В ИВК используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».
К серверу ИВК подключен коммутатор Ethernet. Также к коммутатору подключено автоматизированное рабочее место (АРМ) персонала.
Для работы с системой на уровне подстанции предусматривается организация АРМ подстанции.
Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Первичный ток в счетчиках измеряется с помощью измерительных трансформаторов тока, имеющих малую линейную и угловую погрешность в широком диапазоне измерений. В цепи трансформаторов тока установлены шунтирующие резисторы, сигналы с которых поступают на вход измерительной микросхемы. Измеряемое напряжение каждой фазы через высоколинейные резистивные делители подается непосредственно на измерительную микросхему. Измерительная микросхема осуществляет выборки входных сигналов токов и напряжений по каждой фазе, используя встроенные аналого-цифровые преобразователи, и выполняет различные вычисления для получения всех необходимых величин. С выходов измерительной микросхемы на микроконтроллер поступают интегрированные по времени сигналы активной и реактивной энергии. Микроконтроллер осуществляет дальнейшую обработку полученной информации и накопление данных в энергонезависимой памяти, а также микроконтроллер осуществляет управление отображением информации на ЖКИ, выводом данных по энергии на выходные импульсные устройства и обменом по цифровому интерфейсу. Измерение максимальной мощности счетчик осуществляет по заданным видам энергии. Усреднение мощности происходит на интервалах, длительность которых задается программно.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояние средств измерений со счетчика электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485). В УСПД осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, перевод измеренных значений счетчиком в именованные с учетом «постоянной» счетчиков.
ИВК автоматически опрашивает УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД сервером АО «Концерн Росэнергоатом» выполняется по основному каналу связи, организованному на базе технологической сети АИИС КУЭ АО «Концерн Росэнергоатом». Опрос УСПД сервером ЗАО «Агрохолдинг ЭкоРос» выполняется по сотовой сети связи стандарта GSM.
В сервере БД ИВК 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.
Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК автоматически формирует файл отчета с результатами измерений при помощи ПО «АльфаЦЕНТР», в формате XML, и автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ) АО «АТС» и в заинтересованные организации-участников ОРЭ, через IP сеть передачи данных, с доступом в глобальную компьютерную сеть Internet.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
Система обеспечения единого времени (СОЕВ) выполняет законченную функцию измерений времени и формируется на всех уровнях системы.
Контроль времени в часах счетчика ПС автоматически выполняет УСПД, при каждом сеансе опроса (один раз в 30 минут), синхронизация часов счетчика выполняется автоматически в случае расхождения часов счетчика и УСПД на величину более ±2 с.
Синхронизация часов УСПД выполняется автоматически, через устройство синхронизации времени yCCB-16HVS, которое подключается к УСПД по интерфейсу RS-232. Синхронизация часов УСПД и УССВ происходит не реже одного раза в час. Коррекция часов УСПД проводится все зависимости от величины расхождения часов УСПД и УССВ.
Сервер оснащен приемником сигналов точного времени УССВ-16HVS. Сравнение системного времени сервера станции и УССВ-16HVS происходит по сигналам УССВ-16HVS, подключенного к серверу станции, не реже одного раза в час, при этом коррекция времени проводится при расхождении показаний часов сервера станции и УССВ-16HVS на величину более чем ±1 с.
Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используются ПО «АльфаЦЕНТР».
Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР», установленного в ИВК, указаны в таблице 1.
ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчётности виде, взаимодействия со смежными системами.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | АльфаЦЕНТР |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 11.07 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ac_ metrology.dll ) | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний», в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| № ИК | Наименование присоединения | Состав ИК АИИС КУЭ |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик | УСПД |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ВЛ-110 « Агрохолдинг-1» | ТВГ-110 УХЛ2 кл.т. 0,2S Ктт = 300/1 Зав. № 797-12, 79812, 799-12 Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (рег. №) 55411-13 | НКФ-110-57 У1 кл.т. 0,5 Ктн = 110000/^3/100/^3 Зав. № 1489831, 1489835, 1489827 рег. № 14205-94 | A1802RALXQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01250271 рег. № 31857-11 | RTU-327L Зав. № 007057 рег. № 41907-09 |
| 2 | ВЛ-110 «Агрохолдинг-2» | ТВГ-110 УХЛ2 кл.т. 0,2S Ктт = 300/1 Зав. № 730-12, 72912, 728-12 рег. № 55411-13 | НКФ-110-57 У1 кл.т. 0,5 Ктн = 110000/^3/100/^3 Зав. № 1489826, 1489830, 1489832 рег. № 14205-94 | A1802RALXQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01250272 рег. № 31857-11 |
Примечания:
1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК
| Метрологические характеристики ИК (активная энергия) |
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Границы интервала основной относительной погрешности ИК (± д), % | Границы интервала относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (± д), % |
| cos ф = 1,0 | cos ф = 0,87 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,87 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| 1 - 2 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 0,01(0,02)^1 < I1 < 0,051н1 | 1,0 | 1,2 | 1,3 | 2,1 | 1,2 | 1,4 | 1,5 | 2,2 |
| 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 0,8 | 0,9 | 1,0 | 1,7 | 1,0 | 1,1 | 1,2 | 1,8 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 0,7 | 0,8 | 0,9 | 1,4 | 0,9 | 1,0 | 1,1 | 1,6 |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 0,7 | 0,8 | 0,9 | 1,4 | 0,9 | 1,0 | 1,1 | 1,6 |
| Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия) |
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Границы интервала основной относительной погрешности ИК (± д), % | Границы интервала относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (± д), % |
| cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) |
| 1 - 2 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,01(0,02)^1 < I1 < 0,051н1 | 2,0 | 1,6 | 2,4 | 2,0 |
| 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 1,6 | 1,1 | 2,1 | 1,7 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 1,3 | 1,0 | 1,9 | 1,6 |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 1,3 | 1,0 | 1,9 | 1,6 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ (±Д), с | 5 |
| Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30°С. |
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от UHOm - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, cos9 - температура окружающей среды, °C | от 99 до 101 от 100 до 120 0,87 от +21 до +25 |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от UH0M | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 1(2) до 120 |
| - коэффициент мощности, cos9 | от 0,5 инд до 0,8 емк |
| диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН | от -45 до +40 |
| - для счетчиков | от -40 до +65 |
| - для УСПД | от -20 до +50 |
| магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | 0,5 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: электросчетчики Альфа А1800: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 72 |
| УСПД RTU-327: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 24 |
| ИВК: - коэффициент готовности, не менее | 0,99 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 1 |
| Глубина хранения информации электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее | 45 |
| УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее | 45 |
| ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера, УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче,
параметрировании:
- счетчика электрической энергии;
- УСПД;
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ. Комплектность
АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Трансформаторы тока | ТВГ-110 УХЛ2 | 6 шт. |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-110-57 У1 | 6 шт. |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | Альфа А1800 | 2 шт. |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-327L | 1 шт. |
| Методика поверки | МП 55796-13 с Изменением №1 | 1 экз. |
| Паспорт-формуляр | 001.21102014.ПС-ФО | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 55796-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Агрохолдинг ЭкоРос» ПС 110 кВ «Запад». Методика поверки с изменением № 1», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 27.09.2019 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки и/или МИ 2925-2005 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя;
- по МИ 3195-2018 ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации;
- по МИ 3196-2018 ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации;
- счетчиков Альфа А1800 - по документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- для УСПД RTU-327L - по документу ДЯИМ.466215.007 МП «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, рег. № 27008-04;
- термогигрометр CENTER (мод.314), рег. № 22129-09.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУ) ЗАО «Агрохолдинг ЭкоРос» ПС 110 кВ «Запад», аттестованном ФГУП «ВНИИМС», аттестат аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
Нормативные документы
электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Агрохолдинг ЭкоРос» ПС 110 кВ «Запад»
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
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
