Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ "ПС 500 кВ Пенза-2" с Изменением № 1

Назначение

Настоящее описание типа системы информационно-измерительной автоматизированной коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ «ПС 500 кВ Пенза-2» с Изменением № 1 (далее АИИС КУЭ) является дополнением к описанию типа системы информационно-измерительной автоматизированной коммерческого учета электроэнергии -АИИС КУЭ «ПС 500 кВ Пенза-2», свидетельство об утверждении типа RU.E.34.O33.A № 41538, регистрационный № 45876-10, и включает в себя описание дополнительных измерительных каналов, соответствующих точкам измерений № 19, 20.

АИИС КУЭ предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии за установленные интервалы времени, измерений времени и интервалов времени. Результаты измерений АИИС КУЭ могут быть использованы для коммерческих расчётов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ состоит из следующих уровней:

1) Уровень измерительно-информационного комплекса (ИИК), выполняющий функцию автоматического проведения измерений в точке измерений и включающий в себя:

- измерительные трансформаторы тока (ТТ);

- многофункциональные счетчики электрической энергии.

2) Уровень устройства сбора и передачи данных (УСПД) подстанции, выполняющий функции консолидации информации по подстанции и включающий в себя:

- устройство сбора и передачи данных, обеспечивающее интерфейс доступа к уровню ИИК;

- технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура).

Автоматизированный сбор и хранение результатов измерений со второго уровня, функция подготовки и передачи отчетных документов пользователям обеспечивается информационно-вычислительным комплексом (ИВК) МЭС Волги.

Система обеспечения единого времени (СОЕВ) формируется на всех уровнях АИИС КУЭ и выполняет законченную функцию измерений текущего времени, осуществляет привязку к координированному времени UTC, обеспечивает синхронизацию времени при проведении измерений количества электроэнергии.

АИИС КУЭ выполняет следующие функции:

- измерения приращений активной и реактивной электрической энергии на заданных интервалах времени;

- измерения средних значений активной и реактивной электрической мощности на заданных интервалах времени;

- ведение системы обеспечения единого времени.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным линиям связи поступают на входы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются приращения электроэнергии за интервал времени 30 мин.

Результаты измерений счетчиками активной и реактивной электроэнергии собираются УСПД, где производится накопление и хранение результатов измерений по подстанции.

В компонентах АИИС КУЭ автоматически поддерживается единое время. Время в АИИС КУЭ постоянно синхронизируется с координированным временем UTC с помощью устройства синхронизации системного времени (УССВ) - GPS-приемника, принимающего сигналы глобальной системы позиционирования. Коррекция производится при отклонении времени устройства от единого времени АИИС КУЭ на ± 1 с и более. Значение времени часов счетчиков корректируется при каждом обмене данными с УСПД. Время в АИИС КУЭ соответствует текущему московскому времени.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД содержат значение коррекции и времени (дата, часы, минуты) ее выполнения.

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий счетчика электрической энергии и УСПД фиксируются факты:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекция времени.

Защищенность применяемых компонентов обеспечивается механической защитой от несанкционированного доступа и пломбированием: счетчика; промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки; УСПД.

Программное обеспечение

Функции программного обеспечения (метрологически незначимой части):

- периодический и (или) по запросу автоматический сбор результатов измерений приращений электроэнергии и средних значений электрической мощности с заданной дискретностью учета;

- хранение результатов измерений, информации о состоянии объектов и средств измерений в базе данных;

- обеспечение безопасности хранения данных и программного обеспечения;

- обеспечение ежесуточного резервирования баз данных на внешних носителях информации;

- разграничения доступа к базам данных для различных групп пользователей и фиксация всех действий пользователей с базой данных;

- формирование отчетных документов в согласованном формате, в том числе в XML формате, установленном для информационного обмена между субъектами оптового рынка электроэнергии и передачи их по электронной почте;

- предоставление пользователям регламентированного доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений в виде визуальных, печатных и электронных форм;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;

- конфигурирование и настройка параметров функционирования технических средств и программного обеспечения;

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств.

Функции программного обеспечения (метрологически значимой части):

- обработка результатов измерений в соответствии с параметрированием УСПД;

- автоматическая синхронизация времени (внутренних часов).

Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню C по МИ 3286-2010 и обеспечивается:

- установкой пароля на счетчик;

- установкой пароля на сервер;

- защитой результатов измерений при передаче информации (использованием электронной цифровой подписи).

Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Технические характеристики

Уровень подстанции реализован на базе УСПД RTU-325 (Госреестр № 19495-03).

Состав дополнительных измерительных каналов АИИС КУЭ и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав дополнительных измерительных каналов АИИС КУЭ «ПС 500 кВ Пенза-2» и их метрологические характеристики

В столбце 8 таблицы 2 приведены границы допускаемой относительной погрешности при доверительной вероятности, равной 0,95, при следующих условиях:

51.а.о — границы допускаемой основной погрешности измерений активной электрической энергии при I = 0,1-!ном для cosф = 0,8;

б2.а.о — границы допускаемой основной погрешности измерений активной электрической энергии при I = 1ном для cosф = 0,8;

51.р.о - границы допускаемой основной погрешности измерений реактивной электрической энергии при I = 0,1-!ном для simp = 0,6;

З2.р.о — границы допускаемой основной погрешности измерений реактивной электрической энергии при I = 1ном для simp = 0,6;

51.а.р — границы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии в рабочих условиях применения при I = 0,1-Хном для cosф = 0,8;

З2.а.р — границы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии в рабочих условиях применения при I = Хном для cosф = 0,8;

61.р.р — границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энергии при в рабочих условиях применения I = ОД^ном для sinф = 0,6;

З2.р.р — границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения при I = Ком для sinф = 0,6;

Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на подстанции порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть.

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений времени в счетчиках добавленных измерительных каналов ± 5 с.

Нормальные условия применения компонентов дополнительных измерительных каналов:

- температура окружающего воздуха, °С:

для ТТ                                                 от минус 40 до + 50;

для счетчиков                                              от 21 до 25;

- допускаемое отклонение напряжения питающей сети переменного тока, %      ± 1;

- допускаемое отклонение частоты питающей сети переменного тока, %       ± 0,3;

- индукция внешнего магнитного поля (для счетчиков), мТл не более           0,05.

Рабочие условия применения компонентов добавленных измерительных каналов:

- температура окружающего воздуха, °С:

для ТТ                                                 от минус 30 до +40;

для счетчиков                                            от минус 10 до +40;

- допускаемое отклонение напряжения питающей сети переменного тока, % ± 10;

- частота питающей сети, Гц                                          от 49 до 51

- индукция внешнего магнитного поля (для счётчиков), мТл             от 0 до 0,5

Параметры надежности применяемых АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- счетчик электрической энергии - среднее время наработки на отказ: не менее 50 000 ч; среднее время восстановления работоспособности 48 ч;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 40 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1 ч.

Глубина хранения информации:

- счетчик электроэнергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении электрического питания не менее 5 лет при 25 °С,

- ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу при отключении питания - не менее 3 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится с помощью принтера на титульные листы (место нанесения - вверху, справа) эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ.

Комплектность

В комплект добавленных измерительных каналов АИИС КУЭ входят технические средства, представленные в таблице 3.

Таблица 3 - Технические средства добавленных измерительных каналов

Поверка

осуществляется по документу МП 45876-11 «Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ «ПС 500 кВ Пенза-2» с Изменением № 1. Методика поверки», утверждённым руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» 17.10.2011 г.

Рекомендуемые средства поверки и требуемые характеристики:

- мультиметр «Ресурс-ПЭ». Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями ± 0,1 °. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений напряжения: ± 0,2 % (в диапазоне измерений от 15 до 300 В); ± 2,0 % (в диапазоне измерений от 15 до 150 мВ). Пределы допускаемой относительной погрешности измерений тока: ± 1,0 % (в диапазоне измерений от 0,05 до 0,25 А); ± 0,3 % (в диапазоне измерений от 0,25 до 7,5 А). Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ± 0,02 Гц;

- радиочасы РЧ-011. Пределы допускаемой погрешности синхронизации времени со шкалой UTC (SU) ± 0,1 с.

Сведения о методах измерений

Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ «ПС 500 кВ Пенза-2». № ФР.1.34.2010.09059 в Федеральном информационном фонде.

Нормативные документы

1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

2 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.