Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 1150 кВ Алтай (вторая очередь)

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 1150 кВ Алтай (вторая очередь) (далее - АИИС) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, средней активной и реактивной электрической мощности, измерения времени в координированной шкале времени UTC (SU).

Описание

АИИС представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ выполняет следующие функции:

-    измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

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

-    хранение результатов измерений в специализированной базе данных;

-    передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;

-    предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии средств измерений со стороны серверов организаций-участников оптового рынка электроэнергии;

-    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;

-    конфигурирование и настройка параметров АИИС;

-    измерение времени.

АИИС имеет трехуровневую структуру:

-    1-й уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (далее

- ИИК ТИ);

-    2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ) с функциями ИВК;

-    3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс МЭС Сибири - филиала ОАО «ФСК ЕЭС» (расположен в г. Красноярск, далее - ИВК);

ИИК ТИ включают в себя:

-    трансформаторы тока (далее - ТТ) и их вторичные цепи;

-    трансформаторами напряжения (далее - ТН) и их вторичные цепи;

-    счётчики электроэнергии.

ИВКЭ включают в себя:

-    устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) с функцией ИВК. В качестве УСПД используется устройство сбора и передачи данных RTU-325 (Госреестр № 37288-08);

-    автоматизированное рабочее место;

-    каналы связи для передачи измерительной информации;

-    устройство синхронизации системного времени УССВ-35ИУ8.

ИВК включает в себя:

-    коммуникационный сервер;

-    сервер баз данных;

-    автоматизированные рабочие места;

-    каналообразующую аппаратуру.

Принцип действия АИИС основан на масштабном преобразовании параметров контролируемого присоединения (ток и напряжение) с использованием электромагнитных трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (ТН), измерении и интегрировании мгновенной мощности с использованием счетчиков электрической энергии, автоматическом сборе, хранении и передаче по каналам связи результатов измерений.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности. За период сети из мгновенных значений мощности вычисляется активная мощность, из мгновенных значений тока и напряжения их среднеквадратические значения и, затем, полная мощность. Реактивная мощность вычисляется из значений активной и полной мощности.

Вычисленные значения активной и реактивной мощности каждого направления преобразуются в частоту следования импульсов. Во внутренних регистрах счетчиков осуществляется накопление импульсов, соответствующих каждому виду и направлению передачи электроэнергии в течение интервала времени 30 минут. По окончании этого интервала времени накопленное количество импульсов из каждого регистра переносится в долговременную энергонезависимую память с указанием времени измерений в шкале координированного времени UTC(SU).

УСПД в составе ИВКЭ осуществляет:

-    один раз в 30 минут опрос счетчиков электрической энергии и сбор результатов измерений;

-    обработку, заключающуюся в пересчете количества накопленных импульсов за период 30 минут в именованные величины;

-    пересчет результатов измерений с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН;

-    хранение результатов измерений в базе данных;

-    передачу результатов измерений в ИВК.

В ИВК осуществляется:

-    сбор данных с уровня ИВКЭ;

-    хранение полученных в результате обработки приращений электроэнергии в базе данных;

-    визуальный просмотр результатов измерений из базы данных;

-    формирование XML-файлов с применением средств электронной цифровой подписи.

-    передача результатов измерений в ИВК ОАО «ФСК ЕЭС», ПАК ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» Алтайское РДУ, другим субъектам ОРЭ и структурным подразделениям ОАО «ФСК ЕЭС».

АИИС выполняет функцию измерения времени в шкале UTC. Данная функция осуществляется следующим образом. Устройство синхронизации системного времени

УССВ-35HVS осуществляет прием и обработку сигналов системы GPS и передачу меток времени в УСПД в постоянном режиме по протоколу NTP с использованием программной утилиты. УСПД формирует свою шкалу времени и далее передает ее на уровень ИИК ТИ. При каждом опросе счетчика УСПД вычисляет поправку времени часов счетчика. И если поправка превышает величину ± 2 c, УСПД формирует команду на синхронизацию счетчика.

Информационные каналы связи в АИИС построены следующим образом:

-    посредством волоконно-оптической линии связи (ВОЛС) для передачи данных от ИИК ТИ в УСПД;

-    единой технологической сети связи электроэнергетики (ЕТССЭ) для передачи данных от ИВКЭ в ИВК (основной канал);

-    посредством канала стандарта GSM/GPRS для передачи данных от ИВКЭ в ИВК (резервный канал связи);

-    посредством спутникового канала связи (малые земные станции спутниковой связи - МЗССС) для передачи данных от ИВКЭ в ИВК (резервный канал);

-    телефонной сети общего пользования (ТФСОП) для передачи данных от ИВКЭ в ИВК (резервный канал);

ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы

(ИК).

Перечень измерительных компонентов в составе ИК АИИС приведен в таблице 1.

Таблица 1 - Перечень измерительных компонентов (СИ) в составе ИК АИИС

Программное обеспечение

В ИВК используется программное обеспечение «АльфаЦЕНТР».

Программное обеспечение выполняет функции информационного обмена с УСПД, в том числе сбора данных, передачи команд синхронизации часов, передачи результатов измерений в систему управления базами данных Oracle, представления результатов измерений, предотвращения несанкционированного доступа к результатам измерений и их изменения.

Программное обеспечение состоит из коммуникационного сервера, модуля доступа к базам данных, расчетного сервера, модуля шифрования данных.

Идентификационные признаки метрологически значимого программного обеспечения АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

Составляющая погрешности из-за влияния программного обеспечения не превышает единицы младшего разряда результата измерений.

Таблица 2 - Идентификационные признаки метрологически значимого программного обеспечения

Программное обеспечение имеет защиту от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствующую уровню «средний» по Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Количество измерительных каналов................................................................................................ 4

Границы допускаемой относительной основной погрешности измерений активной и реактивной электрической энергии, при доверительной вероятности Р=0,951 в нормальных условиях

применения............................................................................................приведены в таблицах 3 и 4

Границы допускаемой относительной погрешности измерений активной и реактивной электрической энергии, при доверительной вероятности Р=0,95 в рабочих условиях

применения............................................................................................приведены в таблицах 5 и 6

Предел допускаемого значения поправки часов счетчиков

электрической энергии относительно шкалы времени UTC, с..................................не более ± 5

Период измерений активной и реактивной средней электрической мощности и приращений электрической

энергии, минут..................................................................................................................................30

Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут..........................................30

Формирование XML-файла для передачи внешним системам............................автоматическое

Формирование базы данных с результатами измерений с указанием времени проведения измерений и времени

поступления результатов измерений в базу данных ............................................ автоматическое

Глубина хранения результатов измерений в базе данных, лет...................................не менее 3,5

Ведение журналов событий ИВК, ИВКЭ и ИИК ТИ............................................автоматическое

Рабочие условия применения компонентов АИИС:

-    температура окружающего воздуха (кроме ТТ и ТН), °С...................от 0 до плюс 40

-    температура окружающего воздуха (для ТТ и ТН), °С...........от минус 40 до плюс 40

-    частота сети, Гц..........................................................................................от 49,5 до 50,5

-    напряжение сети питания, В.......................................................................от 198 до 242

-    индукция внешнего магнитного поля, мТл................................................не более 0,05

Допускаемые значения информативных параметров:

-    ток для ИК № 20, 21, % от !ном.......................................................................от 2 до 120

-    ток для ИК № 22, 23, А................................................................................от 0,1 до 120

-    напряжение, % от U^..................................................................................от 90 до 110

-    коэффициент мощности cos j.....................................................0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.

-    коэффициент реактивной мощности, sin j................................0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.

Таблица 3 - Границы допускаемой основной относительной погрешности измерения активной и реактивной энергии для ИК № 20, 21

1 Рассчитаны по методике РД 153-34.0-11.209-99

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист формуляра П11500209-348/11-1-ФО «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета

Поверка

осуществляется в соответствии с документом 37-30007-2014-МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и ПС 1150 кВ Алтай (вторая очередь). Методика поверки», утвержденным ФГУП «СНИИМ» «25» ноября 2014 г.

Основное поверочное оборудование: миллитесламетр портативный ТП2-2У (Госреестр № 16373-08), мультиметр АРРА-109 (Госреестр № 20085-11), клещи токовые АТК-2001 (Госреестр № 43841-10), измеритель комплексных сопротивлений электрических цепей «Вымпел» (Госреестр № 23070-05), переносной компьютер.

Поверка измерительных компонентов АИИС проводится в соответствии со следующими нормативными и техническими документами по поверке:

-    измерительных трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003;

-    измерительных трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.2162011;

-    счетчиков электрической энергии Альфа А1800 - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2012 г;

-    устройства сбора и передачи данных RTU-325 - в соответствии с документом «Устройство сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.

Сведения о методах измерений

Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПС 1150 кВ Алтай (вторая очередь). Свидетельство об аттестации методики измерений № 224-01.00249-2014 от «25» ноября 2014 г.

Нормативные, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПС 1150 кВ Алтай (вторая очередь)

1. ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения;

Рекомендации к применению

-    при осуществлении торговли.