Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «Власиха» в части присоединения энергопринимающих устройств ООО «Полимерпласт» (АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, средней активной и реактивной электрической мощности, измерения времени в координированной шкале времени UTC(SU).
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную , многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;
- периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к времени в шкале UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение данных об измеренных величинах в базе данных на глубину не менее 3,5 лет;
- обеспечение резервирования баз данных на внешних носителях информации;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
- подготовка данных в XML формате для их передачи по электронной почте внешним организациям;
- предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений по запросу со стороны внешних систем;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ имеет трехуровневую структуру:
- 1-й уровень - информационно-измерительные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);
- 2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ);
- 3-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК).
ИИК ТИ включают в себя: трансформаторы тока (ТТ) со вторичными цепями; трансформаторы напряжения (ТН) со вторичными цепями; счётчики электроэнергии. Перечень измерительных компонентов ИИК ТИ приведен в таблице 1. ИИК ТИ и ИВКЭ соединяются между собой шинами интерфейса RS-485.
ТТ и ТН, входящие в состав ИИК ТИ, выполняют функции масштабного преобразования тока и напряжения.
Мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются счетчиками электрической энергии АИИС КУЭ в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности, вычисление активной мощности осуществляется путем интегрирования на временном интервале 20 мс мгновенных значений электрической мощности; полной мощности путем перемножения среднеквадратичных значений тока и фазного напряжения и реактивной мощности из измеренных значений активной и полной мощности. Вычисленные значения мощности преобразуются в частоту следования внутренних импульсов, число которых подсчитывается на интервале времени 30 минут и сохраняется во внутренних регистрах счетчика вместе с временем окончания интервала интегрирования в шкале UTC (SU).
В качестве уровней ИВКЭ и ИВК используются соответствующие уровни системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «Власиха» (Г.р. № 53686-13).
В ИВКЭ в качестве устройства сбора и передачи данных (УСПД) используется контроллер сетевой индустриальный СИКОН С50, который осуществляет: сбор, хранящихся в долговременной памяти счетчиков результатов измерений, выраженных в числе внутренних импульсов, преобразование результатов измерений в именованные величины, хранение результатов измерений и их передачу в сервер сбора ОАО «ФСК ЕЭС».
У СПД, совместно с устройством синхронизации времени УСВ-1 обеспечивает измерение времени в шкале UTC(SU) и периодическую, не реже одного раза в сутки, синхронизацию часов счетчиков, опрашиваемых УСПД.
УСПД обеспечивает сбор записей о событиях, отображаемых в служебных журналах счетчиков, хранение этих записей, ведение журналов событий, в которые записывается служебная информация, касающаяся изменения состояния УСПД и внештатные ситуации.
ИВК АИИС КУЭ состоит из сервера сбора ОАО «ФСК ЕЭС», сервера баз данных филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - «МЭС Сибири», автоматизированных рабочих мест (АРМ) должностных лиц, связующих и вспомогательных компонентов. Сбор результатов измерений и журналов событий с УСПД осуществляет сервер сбора ОАО «ФСК ЕЭС». База данных с результатами измерений, хранящаяся в сервере сбора данных ОАО «ФСК ЕЭС» автоматически реплицируется в сервер баз данных филиала ОАО «ФСК ЕЭС» -«МЭС Сибири». Сервер баз данных обеспечивает передачу результатов измерений во внешние системы. ИВК обеспечивает хранение результатов измерений и журналов событий в базе данных, перемножение результатов измерений, полученных от счетчиков на коэффициенты трансформации, и передачу результатов измерений во внешние системы, в том числе в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» - «Алтайское РДУ», другим субъектам оптового рынка по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 1.0.
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
- между уровнями ИИК ТИ и ИВКЭ связь обеспечивается по интерфейсам RS-485 счетчиков и контроллера сетевого индустриального СИКОН С50;
- между уровнями ИВКЭ и ИВК связь обеспечивается по корпоративной сети передачи данных по протоколу TCP/IP (основной канал передачи данных);
- между уровнями ИВКЭ и ИВК связь обеспечивается с использованием спутникового VSAT-терминала (резервный канал передачи данных);
- между уровнем ИВК и внешними системами с использованием глобальной сети передачи данных Интернет.
ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК).
Система обеспечения единого времени АИИС КУЭ работает следующим образом. УСПД получает шкалу времени UTC (SU) путем обработки сигналов системы GPS с использованием устройства синхронизации времени УСВ-1. УСПД обеспечивает синхронизацию часов счетчиков не реже, чем один раз в сутки.
В АИИС КУЭ допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками, не худшими, чем у перечисленных в таблице 1. Замена оформляется в порядке, установленном МИ 2999-2011.
Таблица 1 - Перечень измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ
| № ИК | Наименование | Вид СИ, класс точности, коэффициент преобразования, № Госреестра СИ | Тип (модификация) |
| 82 | ПС 220 кВ «Власиха», КРУ 6 кВ, яч. 64 | ТТ | КТ 0,5S Ктт = 100/5 Г.р. № 47959-11 | A | ТОЛ (мод. ТОЛ-10-1) |
| В | ТОЛ (мод. ТОЛ-10-1) |
| C | ТОЛ (мод. ТОЛ-10-1) |
| ТН | КТ 0,5 Ктн = (6000:^3)/(100:^3) Г.р. № 3344-08 | А | ЗНОЛ.06 (мод. ЗНОЛ.06-6У3) |
| В | ЗНОЛ.06 (мод. ЗНОЛ.06-6У3) |
| С | ЗНОЛ.06 (мод. ЗНОЛ.06-6У3) |
| Счетчик | КТ 0,5S/1, Ксч=1, Г.р. № 36697-08 | СЭТ-4ТМ.03М (мод. СЭТ-4ТМ.03М.01) |
| УСПД | Куспд=1, Г.р. № 28523-05 | СИКОН С50 |
Программное обеспечение
АИИС КУЭ работает под управлением программного обеспечения, установленного на сервере баз данных филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - «МЭС Сибири». В качестве прикладного программного обеспечения используются программный комплекс «Метроскоп» версии 1.0.
Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО
| Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| СПО (АИИС КУЭ) ЕНЭС (Метроскоп) | 1.0 | 289аа64f646cd387380 4db5fbd653679 | MD5 |
Уровень защиты метрологически значимой части программного обеспечения в соответствии с МИ 3286-2010 соответствует уровню «С».
Составляющая погрешности из-за влияния программного обеспечения не превышает единицы младшего разряда результата измерений.
Технические характеристики
Количество измерительных каналов (ИК).................................................................................1.
Границы допускаемой основной относительной погрешности ИК при доверительной вероятности Р=0,95 и при измерении активной электрической энергии (6WoA), границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной (6WA) и реактивной (5wP) электрической энергии в рабочих условиях применения...........приведены в таблице 3
Предел допускаемого значения поправки часов счетчиков электрической энергии относительно шкалы времени UTC(SU) не более, с
Период измерений активной и реактивной средней мощности и приращений электрической энергии, минут
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут
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 не менее, лет .............................3,5.
Ведение журналов событий ИВК, ИВКЭ и ИИК ТИ....................................... автоматическое.
Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ: температура окружающего воздуха для:
измерительных трансформаторов, °С............................................................от минус 45 до 40;
для счетчиков, связующих компонентов, °С..............................................................от 0 до 40;
для оборудования ИВК, °С........................................................................................от 10 до 35;
частота сети, Гц ..................................................................................................... от 49,5 до 50,5;
напряжение сети питания (относительного номинального значения ином), % .. от 90 до 110; индукция внешнего магнитного поля, мТл............................................................. не более 0,5.
Допускаемые значения информативных параметров:
ток, % от 1ном.................................................................................................................от 2 до 120;
напряжение, % от ином..............................................................................................от 90 до 110;
коэффициент мощности, cos ф ............................................................. 0,5 инд. - 1,0 - 0,5 емк.
коэффициент реактивной мощности, sin ф...........................................0,5 инд. - 1,0 - 0,5 емк.
Таблица 3 - Границы допускаемой погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении электрической энергии
| I, % от 1ном | Коэффициент мощности | ^A, % | 5wa, % | 6wP, % |
| 2 | 0,5 | ± 4,9 | ± 5,1 | ± 3,7 |
| 2 | 0,8 | ± 2,7 | ± 3,1 | ± 4,9 |
| 2 | 0,865 | ± 2,4 | ± 2,8 | ± 5,6 |
| 2 | 1 | ± 1,9 | ± 2,4 | - |
| 5 | 0,5 | ± 3,1 | ± 3,4 | ± 3,4 |
| 5 | 0,8 | ± 1,9 | ± 2,4 | ± 3,9 |
| 5 | 0,865 | ± 1,8 | ± 2,3 | ± 4,3 |
| 5 | 1 | ± 1,2 | ± 1,5 | - |
| 20 | 0,5 | ± 2,4 | ± 2,8 | ± 3,1 |
| 20 | 0,8 | ± 1,4 | ± 2,0 | ± 3,4 |
| 20 | 0,865 | ± 1,2 | ± 1,9 | ± 3,6 |
| 20 | 1 | ± 1,0 | ± 1,4 | - |
| I, % от 1ном | Коэффициент мощности | 5wоA, % | 6wA, % | 6wP, % |
| 100, 120 | 0,5 | ± 2,4 | ± 2,8 | ± 3,1 |
| 100, 120 | 0,8 | ± 1,4 | ± 2,0 | ± 3,4 |
| 100, 120 | 0,865 | ± 1,2 | ± 1,9 | ± 3,6 |
| 100, 120 | 1 | ± 1,0 | ± 1,4 | - |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист формуляра П2200213-020413-ИОС3.ФО «Система автоматизированная информационно
измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «Власиха» в части присоединения энергопринимающих устройств ООО «Полимерпласт». Формуляр».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Кол-во, шт. |
| Трансформатор тока | ТОЛ (мод. ТОЛ-10-1) | 3 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06 (мод. ЗНОЛ.06-6У3) | 3 |
| Контроллер сетевой индустриальный | СИКОН С50 | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-1 | 1 |
| Счетчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ.03М (мод. СЭТ-4ТМ.03М.01) | 1 |
| Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «Власиха» в части присоединения энергопринимающих устройств ООО «Полимерпласт». Формуляр | П2200213-020413- ИОС3.ФО | 1 |
| Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «Власиха» в части присоединения энергопринимающих устройств ООО «Полимерпласт». Методика поверки | П2200213-020413- ИОС3.Д1 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу П2200213-020413-ИОС3.Д1 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «Власиха» в части присоединения энергопринимающих устройств ООО «Полимерпласт». Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» в феврале 2014 г.
Основное поверочное оборудование: миллитесламетр портативный ТП2-2У (Г. р. № 16373-08), мультиметр АРРА-109 (Г. р. № 20085-11), вольтамперфазометр «Парма ВАФ-А» (Г. р. № 22029-10), измеритель комплексных сопротивлений электрических цепей «Вымпел» (Г. р. № 23070-05), тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ» (поправка системных часов не более ± 10 мкс).
Поверка измерительных компонентов АИИС КУЭ проводится в соответствии со следующими нормативными и техническими документами по поверке:
- измерительные трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003;
- измерительные трансформаторы напряжения - в соответствии с
ГОСТ 8.216-2011;
- счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2007 г.;
- контроллер сетевой индустриальный СИКОН С50 - в соответствии с методикой поверки ВЛСТ 198.00.000И1, утвержденной ФГУП «ВНИИМ» в июле 2010 г.;
- устройство синхронизации времени УСВ-1 - в соответствии с методикой поверки ВЛСТ 221.00.000МП, утвержденной ФГУП «ВНИИФТРИ» в декабре 2004 г.
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «Власиха» в части присоединения энергопринимающих устройств ООО «Полимерпласт». Свидетельство об аттестации методики измерений №198-01.00249-2014 от «12» марта 2014 г.
Нормативные документы
1. ГОСТ Р 8.596-2002. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2. ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия.
3. ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
4. ИЛГШ.411152.145ТУ. Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Технические условия.
5. П2200213-020413-ИОС3 Том 3.3. ПС 220 кВ «Власиха», реконструкция КРУ 6 кВ с расширением на одну линейную ячейку (для осуществления технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО «Полимерпласт»). Сведения об инженерном оборудовании, о сетях инженерно-технического обеспечения, перечень инженерно-технических мероприятий, содержание технологических решений. Система электроснабжения. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ). Проектная документация.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
