Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета на оптовом рынке электроэнергии В/ч 61676 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами В/ч 61676, сбора, хранения и обработки полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов на оптовом рынке электроэнергии.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределением функций измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
• измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
• периодически (1 раз в сутки) и/или 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, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
• передача в организации - участники розничного рынка электроэнергии результатов измерений;
• предоставление, по запросу, контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников розничного 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 КУЭ;
• конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
• ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - трансформаторы тока класса точности 0,5 по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения класса точности 0,5 по ГОСТ 1983, счетчики СЭТ-4ТМ.03 класса точности 0,2S по ГОСТ 30206 для активной энергии и 0,5 по ГОСТ 26035 для реактивной энергии, установленные на объектах указанных таблице 1.
2-й уровень - устройство сбора и передачи данных (УСПД) на основе комплекса аппаратно-программных средств измерения электроэнергии Сикон С70 (№ Гос реестра 28822-05)
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс на основе специализированного программного обеспечения (пакет «Пирамида» от ИИС «Пирамида» № госреестра 21906-01), маршрутизатора («ИКМ-Пирамида»), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных АПИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени УСВ-1 (№ госреестра 28716-05), автоматизированного рабочего места персонала (АРМ).
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. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микро процессоре 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 по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации - участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, по коммутируемым телефонным каналам или сотовой связи через интернет-провайдера.
АНИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени (УСВ-1), включающей в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). GPS-приемник входит в состав УСПД. Время УСПД синхронизировано с временем приемника, погрешность синхронизации не более 0,1с. УСПД осуществляет коррекцию времени сервера и счетчиков. Сличение времени сервера БД с временем УСПД осуществляется каждые 60 мин, и корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и УСПД не более 2с. Сличение времени счетчиков электрической энергии с временем УСПД один раз в сутки, корректировка времени счетчиков электрической энергии при расхождении со временем УСПД ±4 с. Погрешность системного времени не превышает ± 5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (ДД.ЧЧ.ММ) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРРАКТЕРИСТИКИ
Состав измерительных каналов приведен в таблице 1.
Таблица 1
| № ИК | Наименование присоединения | СИ, входящие в состав ИК | Зав. № | Класс точности | № в Г осударственном реестре СИ | Кол-во шт. |
| 1 | ПС "Лесная" фидер №611 | ТПЛ-10; 150/5 | 58065 15811 | 0,5 0,5 | 22192-03 | 2 |
| НАМИ-10 6000/100 | 906 903 | 0,5 0,5 | 11094-87 | 2 |
| СЭТ-4ТМ.03 | 0107071090 | 0,2S/0,5 | 27.524-04 | 1 |
| 2 | ПС "Лесная" фидер №613 | ТПЛ-10; 150/5 | 56425 58693 | 0,5 | 22192-03 | 2 |
| НАМИ-10 6000/100 | 906 903 | 0,5 | 11094-87 | 2 |
| СЭТ-4ТМ.03 | 0107071039 | 0,2S/0,5 | 27.524-04 | 1 |
| № ИК | Наименование присоединения | СИ, входящие в состав ИК | Зав. № | Класс точности | № в Г осударственном реестре СИ | Кол-во шт. |
| 3 | ПС "Лесная" фидер №614 | ТПЛ-10; 400/5 | 56373 56330 | 0,5 | 1276-59 | 2 |
| НАМИ-10 6000/100 | 906 903 | 0,5 | 11094-87 | 2 |
| СЭТ-4ТМ.03 | 0107070073 | 0,2S/0,5 | 27524-04 | 1 |
| 4 | ПС "Лесная" фидер №601 | ТПЛ-10; 400/5 | 56304 57097 | 0,5 | 1276-59 | 2 |
| НАМИ-10 6000/100 | 906 903 | 0,5 | 11094-87 | 2 |
| СЭТ-4ТМ.03 | 0107071060 | 0,2S/0,5 | 27 524-04 | 1 |
| 5 | ПС "Лесная" фидер №602 | ТПЛ-10; 200/5 | 46855 53261 | 0,5 | 1276-59 | 2 |
| НАМИ-10 6000/100 | 906 903 | 0,5 | 11094-87 | 2 |
| СЭТ-4ТМ.03 | 0107072085 | 0,2S/0,5 | 27 524-04 | 1 |
| 6 | ПС "Лесная" фидер №603 | ТПЛ-10; 100/5 | 60551 60249 | 0,5 | 1276-59 | 2 |
| НАМИ-10 6000/100 | 906 903 | 0,5 | 11094-87 | 2 |
| СЭТ-4ТМ.03 | 0107070077 | 0,2S/0,5 | 271524-04 | 1 |
| 7 | ПС "Луговая" фидер № 602 | ТПЛ-10; 200/5 | 28589 25603 | 0,5 | 1276-59 | 2 |
| НТМИ-6 6000/100 | 1024 | 0,5 | 380-43 | 1 |
| СЭТ-4ТМ.03 | 0107071137 | 0,2S/0,5 | 27:524-04 | 1 |
| 8 | ПС "Луговая" фидер № 604 | ТПЛ-10; 150/5 | 333 618 | 0,5 | 1276-59 | 2 |
| НТМИ-6 6000/100 | 1024 | 0,5 | 380-43 | 1 |
| СЭТ-4ТМ.03 | 0107072052 | 0,2S/0,5 | 271524-04 | 1 |
| 9 | ПС "Луговая" фидер № 605 | ТПЛ-10; 400/5 | 70797 82088 | 0,5 | 1276-59 | 2 |
| НТМИ-6 6000/100 | 1024 | 0,5 | 380-43 | 1 |
| СЭТ-4ТМ.03 | 0107079139 | 0,2S/0,5 | 271524-04 | 1 |
| 10 | ПС "Луговая" фидер № 606 | ТПЛ-10; 400/5 | 82090 82007 | 0,5 | 1276-59 | 2 |
| НТМИ-6 6000/100 | 1024 | 0,5 | 380-43 | 1 |
| СЭТ-4ТМ.03 | 0107079139 | 0,2S/0,5 | 271524-04 | 1 |
| 11 | ПС "Воскресенск" фидер № 601 | ТПЛ-10; 150/5 | 3429 4342 | 0,5 | 1276-59 | 2 |
| НАМИ-10 6000/100 | 1078 1707 | 0,5 | 11094-87 | 2 |
| СЭТ-4ТМ.03 | 0107070088 | 0,2S/0,5 | 271524-04 | 1 |
| 12 | ПС "Воскресенск" фидер № 602 | ТПЛ-10; 150/5 | 8380 4692 | 0,5 | 1276-59 | 2 |
| НАМИ-10 6000/100 | 1078 1707 | 0,5 | 11094-87 | 2 |
| СЭТ-4ТМ.03 | 0107072031 | 0,2S/0,5 | 27:524-04 | 1 |
| 13 | ПС "Воскресенск" фидер № 604 | ТПЛ-10; 150/5 | 7718 7708 | 0,5 | 1276-59 | 2 |
| НАМИ-10 6000/100 | 1078 1707 | 0,5 | 11094-87 | 2 |
| СЭТ-4ТМ.03 | 0107071234 | 0,2S/0,5 | 27 524-04 | 1 |
| № ИК | Наименование присоединения | СИ, входящие в состав ИК | Зав. № | Класс точности | № в Г осударственном реестре СИ | Кол-во шт. |
| 14 | ПС «Сернур» ВЛ № 1009 | ТЛМ-10; 50/5 | 00272 00209 | 0,5 | 2473-69 | 2 |
| НАМИТ-10 10000/100 | 0292 | 0,5 | 18178-99 | 2 |
| СЭТ-4ТМ.03 | 0107071193 | 0,2S/0,5 | 27 524-04 | 1 |
Технические характеристики
Таблица 2
| №/№ | Наименование характеристики | Значение |
| 1. | Количество измерительных каналов | 14 |
| 2. | Диапазон первичного тока (Ij) для ИК № (3,4,9,10) (А): | (20-480) |
| 3. | Диапазон первичного тока (Ij) для ИК № (5,7) (А): | (10-240) |
| 4. | Диапазон первичного тока (К) для ИК № (1,2,8,11,12,13) (А): | (7,5-180) |
| 5. | Диапазон первичного тока (Ij) для ИК № 6 (А): | (5-120) |
| 6. | Диапазон первичного тока (1|) для ИК № 14 (А): | (2,5-60) |
| 7. | Диапазон вторичного тока (Н), включающих ТТ с классом точности 0,5 для ИК №(1-14), (А): | (0,25-5,0) |
| 8. | Диапазон первичного напряжения (Ut) для ИК № (1-13), (кВ): | (5,4 - 6,6) |
| 9. | Диапазон первичного напряжения (Uj) для ИК № 14, (кВ): | (9-11) |
| 10. | Диапазон вторичного напряжения (U2) для ИК № (1-14), (В): | (20-120) |
| 11. | Диапазон мощности нагрузки ТТ для ИК №( 1-14)при номинальной 10 В А и coscp2 > 0,8, (ВА) | (4-10) |
| 12. | Диапазон мощности нагрузки TH для ИК № (1-14) при номинальной 200 ВА и coscp2 > 0,8, (ВА) | (53-229) |
| 13. | Падение напряжения на соединении TH со счетчиком для ИК, не более, % | 0,25 |
| 14. | Коэффициент мощности (coscp) | (0,8 - 1,0) емк. (0,5 - 1,0) инд |
| 12. | Доверительные границы относительной погрешности измерения количества активной электрической энергии для ИК№№ 1-14. (%): 820%, для диапазона 5%<I/In<20% (0,8< coscp <1) 5юо%, для диапазона 20%<1/1п< 100% (0,8< coscp <1) 5120%, для диапазона 100%<1/1п< 120% (0,8< coscp <1) | ±(1,2...2,6) ±(1,0...1,7) ±(1,0...1,3) |
| 13 | Доверительные границы относительной погрешности измерения количества реактивной электрической энергии для ИК№№ 1-14, (%): 620%, для диапазона 5%<I/In<20% (0,6< coscp <0,9) 5юо%, Для диапазона 20%<1/1п< 100% (0,6< coscp <0,9) 5120%, для диапазона 100%<1/1п< 120% (0,6< coscp <0,9) | ±(2,6...4,6) ±(2,0...2,6) ±2,0 |
| 16 | Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерений для всех ИК, вызванной изменением температуры окружающей среды от нормальной в пределах рабочего диапазона на каждые 10°С: - при измерении количества активной электрической энергии: при coscp=l при coscp=0,5. - при измерении количества реактивной электрической энергии | ± 0,3 % ± 0,5 % ± 0,5 % |
| 17 | Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерений | |
| №/№ | Наименование характеристики | Значение |
| количества активной электрической энергии для всех ИК, вызванной изменением первичного напряжения в пределах ±10 %: при COS(p=l при cos<p=0,5 | ± 0,2 % ± 0,4 % |
| 18 | Пределы допускаемой дополнительной погрешности измерений для всех ИК, вызванной изменением частоты в пределах ± 2 %: - при измерении количества активной электрической энергии - при измерении количества реактивной электрической энергии | ± 0,2 % ± 1,5 % |
| 19 | Погрешность измерения количества активной и реактивной электрической энергии для всех ИК, обусловленная методом передачи и обработки измерительной информации от счетчика, не более, (%) | ±0,05 |
| 20 | Пределы абсолютной погрешности измерения среднесуточного текущего астрономического времени, (с) | ±5 |
Примечания:
1. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности.
2. В качестве характеристик основной относительной погрешности указаны границы интервала соответствующие вероятности 0,95.
3. В качестве характеристик температурного коэффициента указаны пределы его допускаемых значений в % от измеряемой величины на °C.
4. Нормальные условия:,
• Параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Ином; ток (1-1,2) Ihom, coscp = 0,9 инд.;
• Температура окружающей среды (15 - 25) °C.
5. Рабочие условия:
• Параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) Uhom; ток (0,05 - 1,2) Ihom, coscp = 0,8 инд.;
• Температура окружающей среды: для измерительных трансформаторов (минус 40 -плюс70) °C; для счетчиков СЭТ-4ТМ.03.01 (минус 40 - плюс 60) °C; для сервера от (10—40) °C; для УСПД (минус 10 - плюс50) °C.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электрической энергии по ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электроэнергии и по ГОСТ 30206 в режиме измерения активной энергии;
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками на хуже, чем у перечисленных в таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипный. Замена оформляется актом в установленном в В/ч 61676 порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АПИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в системе компонентов:
• Счетчик электрической энергии - среднее время наработки на отказ (для счетчиков СЭТ-4ТМ.03), не менее 90000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа.
• УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов.
• Сервер - среднее время наработки на отказ не менее 60000 часов среднее время восстановления работоспособности 1 час.
Надежность системных решений:
• резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации - участники Розничного рынка электроэнергии по электронной почте;
• резервирование питание УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
• в журнале УСПД:
о параметрирования;
о пропадания напряжения;
о коррекции времени в УСПД;
Регистрация событий:
• в журнале событий счетчика:
о параметрирования;
о пропадания напряжения;
о коррекции времени в счетчике;
Защищенность применяемых компонентов:
• механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
о счетчика электрической энергии;
о промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
о испытательной коробки;
о УСПД;
о сервера;
• защита информации на программном уровне:
о результатов измерений;
о установка пароля на счетчик;
о установка пароля на УСПД;
о установка пароля на сервер;
Глубина хранения информации:
• счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания не менее 10 лет;
• УСПД - сохранение информации при отключении питания - 3 года;
• ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний 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 АИИС КУЭ В/ч 61676.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит методика поверки РТИТ 708. 00. 000.МП, техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Поверка
Поверку системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии В/ч 61676 осуществляют в соответствии с документом: «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии В/ч 61676. Методика поверки РТИТ 708. 00. 000.МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Марийский ЦСМ 14.12. 2007 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты.
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003;
- TH по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 по методике ИЛГШ.411152.126РЭ1;
- СИКОН С 70 по методике поверки ВЛСТ.220.00.000И1
- устройство синхронизации времени УСВ-1 по методике поверки ВЛСТ 221.00.000МП». Межповерочный интервал 4 года.
Нормативные документы
ГОСТ 8.216-88 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»
ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия»
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия»
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»
ГОСТ 26035-83 «Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия»
ГОСТ 30206-94 «Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2 S и 0,5 S)»
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения»
МИ 2845-2003 «ГСИ. Трансформаторы напряжения 6Л/3 ... 35 кВ измерительные. Методика периодической поверки на месте эксплуатации»
Система автоматизированная коммерческого учёта электроэнергии В/ч 61676. Технорабочий проект РТИТ 708. 00. 000.ТП.
Заключение
Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии В/ч 61676 утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа и метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственным поверочным схемам.
