Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "МРСК Волги" - филиал "Самарские распределительные сети" ПС 110/10 кВ Садовая предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени, сбора, обработки и хранения полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Садовая представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Садовая решает следующие задачи:
- Автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии и значениях электроэнергии с нарастающим итогом с дискретностью учета 30 минут и данных о состоянии средств измерений;
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие места (АРМы);
- представление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии в и средств измерений со стороны сервера электросетевых и энергосбытовых организаций;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1 -й уровень (ИИК) включает в себя: трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S и 0,5 по ГОСТ 7746-68, ГОСТ 7746-78, ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-77, ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной энергии ЦЭ 6850 класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 для активной энергии и 0,5 по ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ Р 52323-2005 и 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 для реактивной энергии и счетчики активной и реактивной энергии СЭТ-4ТМ.03М класса 0,2S по ГОСТ Р 52323-2005
Лист 2
Всего листов 6 для активной энергии и 0,5 по ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ Р 52323-2005 для реактивной энергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1 (12 точек измерений);
2 -й уровень - устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе контроллера измерительного программируемого ВЭП-01 со встроенным устройством синхронизации системного времени;
3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД), автоматизированные рабочие места персонала и программное обеспечение (ПО).
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. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляется для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где производится дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по линиям связи на верхний уровень системы (сервер БД).
На верхнем - третьем уровне системы выполняется формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Отображение информации на мониторах АРМ и передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, по каналам связи до интернет-провайдера (основной и резервный канал связи).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени СОЕВ, включающей в себя приемник сигналов спутникового времени. Приемник сигналов спутникового времени входит в состав УСПД ВЭП-01. Время УСПД синхронизировано с временем приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. УСПД осуществляет коррекцию времени сервера БД и счетчиков. Сличение времени счетчиков со временем УСПД осуществляется один раз в сутки, корректировка времени выполняется при расхождении времени счетчиков со временем УСПД ± 1 с. Сличение времени сервера БД с временем УСПД один раз в сутки, корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера БД со временем УСПД ± 1 с. Погрешность системного времени ± 5 с/сутки.
Журналы событий счетчиков электрической энергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройства в момент непосредственно предшествующий корректировке.
В АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Садовая используется программный комплекс (ПК) "Энергосфера".
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010 - С.
ПК "Энергосфера" внесен в Госреестр в составе ПТК "ЭКОМ" № 19542-05.
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - влияния нет.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 1.
Таблица 1
| Номер канала | Наименование объекта | Состав измерительного канала | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | Вид электроэнергии | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 1 | С-1-Т 110 кВ | ТФНД-110М 100/5, Кл. т. 0,5 | НКФ-110-83 110000/43: 100/Д Кл. т. 0,5 | ЦЭ6850 Кл. т. 0,2S/0,5 | ВЭП -01 | Активная Реактивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,6 |
| 2 | С-2-Т 110 кВ | ТФНД-110М 100/5, Кл. т. 0,5 | НКФ-110-57 110000/43: 100/Д Кл. т. 0,5 | ЦЭ6850 Кл. т. 0,2S/0,5 | Активная Реактивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,6 |
| 3 | СВМ-110 кВ | ТФЗМ-110Б-1 200/5, Кл. т. 0,5 | НКФ-110-83 110000/43: 100/Д Кл. т. 0,5 | ЦЭ6850 Кл. т. 0,5S/1,0 | Активная Реактивная | 1,2 2,4 | 3,4 5,6 |
| 4 | С-1-Т 10 кВ | ТЛМ-10-2 600/5, Кл. т. 0,5 | НАМИ-10 10000/100, Кл. т. 0,5 | ЦЭ6850 Кл. т. 0,2S/0,5 | Активная Реактивная | 1,1 2,3 | 3,1 5,4 |
| 5 | САД-2 | ТОЛ-10-2 100/5, Кл. т. 05 | ЦЭ6850 Кл. т. 0,2S/0,5 |
| 6 | САД-6 | ТЛМ-10-2 150/5, Кл. т. 0,5 | ЦЭ6850 Кл. т. 0,2S/0,5 |
| 7 | САД-7 | ТЛМ-10-2 150/5, Кл. т. 0,5 | ЦЭ6850 Кл. т. 0,2S/0,5 |
| 8 | С-2-Т 10 кВ | ТЛМ-10-2 600/5, Кл. т. 0,5 | НАМИТ-10-2 10000/100, Кл. т. 0,5 | ЦЭ6850 Кл. т. 0,2S/0,5 | Активная Реактивная | 1,1 2,3 | 3,1 5,4 |
| 9 | САД-10 | ТЛМ-10-2 100/5, Кл. т. 0,5 | ЦЭ6850 Кл. т. 0,2S/0,5 |
| 10 | САД-11 | ТЛМ-10-2 100/5, Кл. т. 0,5 | ЦЭ6850 Кл. т. 0,2S/0,5 |
| 11 | САД-15 | ТОЛ-СЭЩ-10 50/5, Кл. т. 0,2S | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | Активная Реактивная | 0,8 1,5 | 1,9 3,7 |
| 12 | ТСН-0,4 кВ | Т-0,66 200/5, Кл. т. 0,5 | - | ЦЭ6850 Кл. т. 0,5S/1,0 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 4,2 6,6 |
Примечания:
1. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнер
гии и средней мощности (получасовая);
2. В качестве характеристик основной относительной погрешности указаны границы интервала соответствующие вероятности 0,95;
3. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО;
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС:
- параметры сети: напряжение (0,98^1,02) ином; ток (1^1,2) 1ном, cos ф=0,9 инд.; частота (49,6^50,4) Гц;
- температура окружающей среды (20 ± 5) °С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС:
- параметры сети: напряжение (0,9^ 1,1) ином; ток (0,05^1,2) 1ном для ИК № 1-10, 12 и (0,01 ^ 1,2) 1ном для ИК № 11; 0,5 инд. < cosф < 0.8 емк.; частота (47,5^52,5) Гц;
-допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 70 °С, для счетчиков от минус 40 °С до + 55 °С; для сервера от + 10 до + 35 °С; для УСПД от минус 35 °С до + 50 °С;
6. Погрешность в рабочих условиях указана: для I = 0,05 1ном, cos ф=0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков в точках измерений от минус 30 до + 35°С для ИК № 4 - 10, 12; для I = 0,05 1ном, cos ф=0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков в точках измерений от 10 до + 35°С для ИК № 1 - 3; для I = 0,02 1ном, cos ф=0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков в точках измерений от минус 30 до + 35°С для ИК № 11;
7. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ
1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии;
8. Допускаются замена измерительных трансформаторов и счетчиков на анало
гичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО "МРСК Волги" - филиал "Самарские распределительные сети" порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых компонентов:
- электросчетчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 ч среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчетчик ЦЭ 6850 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСПД ВЭП-01- среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 107300 ч среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
- питание УСПД основной сети и резервной сети; основное от сети переменного тока напряжением от 85^264 В; резервное от сети постоянного тока напряжением от 85^264 В или от сети переменного тока напряжением от 85-264 В;
- резервирование питания оборудования центра сбора информации (сервера БД, коммуникационного оборудования) с помощью источника бесперебойного питания UPS;
- резервирование каналов связи: основной канал связи между ИВК и ИВКЭ выполнен на основе телефонной сети общего пользования (ТфОП) с помощью Hayes-модема, резервный канал связи на основе беспроводной сотовой связи с помощью GSM-модема; информа-
Лист 5
Всего листов 6 ция о результатах измерений может передаваться в организации - участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты;
Регистрация событий:
• в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени в счетчике;
• журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
Защищенность применяемых компонентов:
• механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД;
• защита информации на программном уровне:
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер БД;
Глубина хранения информации:
• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях
не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
• УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому ИК - 45 суток (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - __ года;
• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии ОАО "МРСК Волги" - филиал "Самарские распределительные сети" ПС 110/10 кВ Садовая (АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Садовая).
Комплектность
Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО "МРСК Волги" - филиал "Самарские распределительные сети" ПС 110/10 кВ Садовая (АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Садовая) определяется проектной документацией на систему.
В комплект поставки также входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Поверка осуществляется по документу "Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "МРСК Волги" - филиал "Самарские распределительные сети" ПС 110/10 кВ Садовая (АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Садовая). Методика поверки" 120-05-055-2012 МП утвержденному ГЦИ СИ ФБУ "Ульяновский ЦСМ" 27 июля 2012 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по ГОСТ 8.216-88 и/или по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005;
- ЦЭ6850 - по методике поверки ИНЕС.41152.034 Д1;
- СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ 411152.124 РЭ1;
- УСПД ВЭП-01 - по МП 4220-001-36888188-2003;
Средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком - по методике поверки АИИС КУЭ ПС 100/10 кВ Садовая.
Приемник сигналов точного времени МИР РЧ-01.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 "Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия".
ГОСТ Р 8.596-2002 "ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения".
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
