Назначение
Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электроэнергии Филиала ОАО «МРСК Северо-Запада» «Комиэнерго», зав. №1 (далее АИИС) предназначена для измерения количества активной и реактивной электрической энергии, средней активной и реактивной электрической мощности, ведения календаря и измерения времени в шкале времени UTC.
Область применения - коммерческий учет электрической энергии потребляемой и поставляемой сторонним потребителям Филиалом ОАО «МРСК Северо-Запада» «Комиэнерго».
Описание
Принцип действия АИИС основан на масштабном преобразовании параметров контролируемого присоединения (ток и напряжение), измерении и интегрировании на 30минутном интервале мгновенной активной и реактивной мощности, автоматическом сборе, хранении и передаче по каналам связи результатов измерений.
АИИС выполнена в виде иерархической структуры с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС состоит из трех уровней: информационно-измерительных комплексов точек измерений (ИИК ТИ), информационно-вычислительных комплексов электроустановок (ИВКЭ) и информационно-вычислительного комплекса (ИВК).
ИИК ТИ состоят из измерительных трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (TH) и счетчиков электрической энергии.
ТТ и ТИ, входящие в состав ИИК ТИ, выполняют функции масштабного преобразования тока и напряжения для каждого присоединения. Счетчики электрической энергии ИИК ТИ выполняют функции измерения средней мощности и приращений электрической энергии за заданные интервалы времени, а также функции привязки результатов измерений к моментам времени, определенным в шкале времени UTC. Состав ИИК ТИ, входящих в состав АИИС, приведен в таблице 1.
Для измерения потребленной электрической энергии использованы счетчики электрической энергии «Альфа А1800» (Госреестр СИ №31857-06). Принцип действия счетчиков «Альфа А1800» при измерении:
2 активной мощности - интегрирование на временном интервале, равном периоду сети (20 мс), мгновенных значений электрической мощности;
полной мощности - перемножение среднеквадратичных значений тока и фазного напряжения;
реактивной мощности - обработка результатов измерения значений активной и полной мощности.
Вычисленные значения мощности (активной и реактивной) преобразуются в частоту следования импульсов, число которых подсчитывается на интервале времени 30 минут. Результаты счета импульсов преобразуются в величину приращений электрической энергии в единицах измерения активной и реактивной энергии и сохраняется в долговременной памяти счетчика. Счетчик электрической энергии осуществляет привязку результатов измерения к времени в шкале UTC.
ИВКЭ состоят из ИИК ТИ и устройства сбора и передачи данных (УСПД) «RTU-325L» (Госреестр 37288-08). ИВКЭ осуществляют сбор, хранение и передачу результатов измерений и журналов событий счетчиков в ИВК, синхронизацию часов счетчиков по условию превышения допускаемого отклонения, а также обеспечивают информационное взаимодействие ИВК и ИИК ТИ. В АИИС входит шесть (по числу подстанций) ИВКЭ.
ИВК АИИС состоит из сервера АИИС с функциями ИВК, устройства синхронизации системного времени (УСВ) УССВ-1 и автоматизированных рабочих мест (АРМ). Сервер АИИС построен на основе многопользовательской версии комплекса измерительновычислительного для учета электрической энергии «Альфа-Центр» (Госреестр СИ № 2048100), в качестве аппаратной части использован промышленный компьютер (сервер АИИС с функциями ИВК), а в качестве программного обеспечения - программный комплекс «Альфа-Центр». ИВК обеспечивает сбор результатов измерений, преобразование результатов измерений в физические величины, хранение результатов измерений, хранение журналов событий, передачу результатов измерений и журналов событий во внешние системы, синхронизацию системного времени со шкалой UTC по условию превышения допускаемого отклонения.
Информационные каналы связи внутри АИИС построены следующим образом:
- Счетчики соединены с УСПД шиной интерфейса RS-485;
- УСПД «RTU-325L» соединено с сервером АИИС посредством сети мобильной радиосвязи. В качестве связующих компонентов основного и резервного каналов связи используются сети двух различных операторов мобильной радиосвязи. В качестве связующих компонентов, для подключения к сетям операторов использованы модемы Siemens TC-35i;
- Сервер АИИС соединен с АРМ посредством сети, соответствующей IEEE 802.3;
Передача результатов измерений во внешние системы осуществляется по основному и резервному каналам связи.
В основном канале связи для передачи результатов измерений и технической информации от сервера АИИС во внешние системы, в том числе в ИАСУ КУ «АТС», филиал ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС», ООО «Транснефтьсервис-С», ОАО «Северные магистральные нефтепроводы», МЭС Северо-Запада, МЭС Урала, ОАО «ТГК №9», ЦСИ ОАО «Архэнерго» в качестве коммуникационной среды используется глобальная информационная сеть с присоединением через интерфейс IEEE 802.3 сервера АИИС;
В резервном канале связи в качестве коммуникационной среды используется сеть междугородней телефонной связи общего пользования.
ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК и информационные каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК). Перечень и состав ИК приведен в таблице 1.
Шкала времени часов сервера ИВК постоянно автоматически синхронизируется со шкалой времени UTC посредством приема и обработки сигналов GPS устройством синхронизации системного времени «УССВ-1».
Результаты измерений автоматически передаются по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 1.0 по программно-задаваемым адресам, в т.ч. в ИАСУ КУ НП
3 «АТС» и филиал ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС». Результаты измерений защищены электронной цифровой подписью.
Структура АИИС допускает изменение количества ИК с ИИК ТИ, аналогичными указанным в таблице 1, а также с ИИК ТИ, отличными по составу от указанных в таблице 1, но совместимыми с ИК АИИС по электрическим, информационным и конструктивным параметрам.
Технические характеристики
Количество измерительных каналов......................................................................16.
Границы допускаемой относительной погрешности измерительных
каналов АИИС при доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной и реактивной электрической энергии и активной и реактивной средней мощности в рабочих условиях применения приведены в таблице 2. Предельное значение поправки часов счетчиков электрической энергии относительно шкалы времени UTC не более, с..................................................±5.
Переход с летнего на зимнее время....................................................................автоматический.
Период измерений активной и реактивной средней электрической мощности и приращений электрической энергии, минут....................................30.
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, часов..................3.
Формирование XML-файла для передачи внешним организациям....................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.
Ведение журналов событий ИВК и ИИК ТИ........................................................автоматическое.
Рабочие условия применения трансформаторов тока и напряжения, счетчиков электрической энергии, входящих в состав измерительных каналов АИИС:
температура окружающего воздуха (кроме счетчиков), °C.........................от минус 45 до плюс 40;
температура окружающего воздуха (для счетчиков), °C.....................................от 0 до плюс 40;
частота сети, Гц........................................................................................................от 49,5 до 50,5;
индукция внешнего магнитного поля, мТл ..........................................................не более 0,5.
Допускаемые значения информативных параметров входного сигнала: ток (для ИК с ТТ класса 0,5), % от 1ном..................................................................от 5 до 120;
ток (для ИК с ТТ класса 0,2S и 0,5S), % от 1НОм.....................................................от 2 до 120;
напряжение, % от UH0M.............................................................................................от 90 до 110;
коэффициент мощности, cos <р (при измерении активной электрической энергии и мощности)...............................................................................................0,5 инд.-1,0-0,8 емк.;
коэффициент реактивной мощности, sin (р (при измерении реактивной
электрической энергии и мощности).....................................................................0,5 инд.-1,0-0,5 емк.
Рабочие условия применения остальных технических средств АИИС: температура окружающего воздуха, °C..............................................................от 0 до плюс 40;
частота сети, Гц........................................................................................................от 49 до 51;
напряжение сети питания, В...................................................................................от 198 до 242.
Показатели надежности:
Средняя наработка на отказ, часов.........................................................................не менее 6000 ч;
Коэффициент готовности........................................................................................не менее 0,99.
Таблица 1 - Перечень ИК и состав ИИК ТИ АИИС
| Ке ИК | Диспетчерское наименование присоединения | Тип ТТ | Зав. № | К-т тр. | Кл.т. ТТ | Tun TH | Зав. № TH | К-т тр. | Кл. т. TH | Тип счетчика | Зав. № счетчика | Кл. т. при изм. акт эн. | Кл. m. при изм. реакт. эн. | Тип УСПД | Зав. № УСПД |
| 1. | ПС 110/10/6 «Жешарт», ВЛ-110 кВ «Яренск-Жешарт» | ТФЗМ-110Б | А: 13436 В: 13435 С: 13437 | 200/5 | 0,2 | НКФ-110 | А.4589 В:4628 С:4591 | 110000/100 | 0,5 | А1800 | 01171623 | 0,5S | 1,0 | RTU-325L | 2814 |
| 2. | ПС 110/10/6 «Жешарт», ОВ- НОкВ | ТФЗМ-110Б | А: 13439 В: 13438 С: 13440 | 200/5 | 0,2 | НКФ-110 | А:4627 В 4601 04600 | 110000/100 | 0,5 | А1800 | 01171632 | 0,5S | 1,0 |
| 3. | ПС 110/10/6 «Жешарт», ВЛ-110кВ №172 | ТФЗМ-110Б | А: 13248 В13219 С: 13282 | 200/5 | 0,5 | НКФ-110 | А:4589 В:4628 04591 | 10000/100 | 0,5 | А1800 | 01171630 | 0,5S | 1,0 |
| 4. | ПС 110/10/6 «Жешарт», ВЛ-110кВ №173 | ТФЗМ-ПОБ | А: 13277 В: 13209 С: 13274 | 200/5 | 0,5 | НКФ-110 | А:4627 В4601 С:4600 | 10000/100 | 0,5 | А1800 | 01171624 | 0,5S | 1,0 |
| 5. | ПС 110/10 «Айкино», Ввод Т1 | ТЛО-Ю | А:356 С.353 | 600/5 | 0,5S | НТМИ-10-66 | 4346 | 110000/100 | 0,5 | А1800 | 01171626 | 0,5S | 1,0 | RTU-325L | 2816 |
| 6. | ПС 110/10 «Айкино», Ввод Т2 | ТЛО-Ю | А:355 С:354 | 600/5 | 0,55 | НТМИ-10-66 | 7072 | 110000/100 | 0,5 | А1800 | 01171631 | 0,5S | 1,0 |
| 7. | ПС 110/10 «Айкино», ТСН-1 | Т-0.66 УЗ | А: 120417 В: 120390 С: 120371 | 100/5 | 0,5S | - | - | - | - | А1800 | 01171636 | 0,5S | 1,0 |
| 8. | ПС 110/10 «Айкино», ТСН-2 | Т-0.66 УЗ | А427151 В427146 С:427150 | 100/5 | 0,5S | - | - | - | - | А1800 | 01171635 | 0,5S | 1,0 |
| 9 | ПС 110/10 «Летка», ВЛ-110кВ №199 | ТФЗМ-110Б | А:43409 В41678 С41715 | 300/5 | 0,5 | НКФ-110-83 | А:42470 В 42511 С:42433 | 110000/100 | 0,5 | А1800 | 01171628 | 0,5S | 1,0 | RTU-325L | 2815 |
| 10. | ПС 110/10 «Летка», ОШВ-1 ЮкВ | ТФЗМ-110Б | А43238 В:43562 С41737 | 300/5 | 0,5 | НКФ-110-83 | А 42502 В.42500 042486 | 110000/100 | 0,5 | А1800 | 01171629 | 0,58 | 1,0 |
| 11 | ПС 110/10 КС-10, Ввод Т1 | ТЛП-10 | А:20524 С20526 | 600/5 | 0,5S | НАМИ-10 | 1885 | 10000/100 | 0,2' | А1800 | 01171621 | 0,5S | 1,0 | RTU-325L | 2819 |
| 12. | ПС 110/10 КС-10, Ввод Т2 | ТЛП-Ю | А:20523 С:20525 | 600/5 | 0,5S | НАМИ-10 | 6671 | 10000/100 | 0,21 | А1800 | 01171622 | 0,5S | 1,0 |
| 13. | ПС 110/20/10 «Кожва», ВЛ-110 кВ №133 | ТГФ-110 | А:601 В:596 С597 | 50/1 | 0,2S | НКФ-110-83 | А:52794 В: 52654 С 52617 | 110000/100 | 0,5 | А1800 | 01171633 | 0,5S | 1,0 | RTU-325L | 2817 |
| 14. | ПС 110/20/10 «Кожва», ВЛ-110 кВ №134 | ТГФ-110 | А 611 В 613 С:614 | 50/1 | 0,2S | НКФ-110-83 | А:52656 В:52801 С: 52796 | 110000/100 | 0,5 | А1800 | 01171634 | 0,5S | 1,0 |
| 15. | ПС 110/10 Чикшино КРУН ЮкВ. яч 12 | ТЛО-Ю | А20519; С:20520 | 300/5 | 0,5S | НТМИ-10-66 | 1356 | 10000/100 | 0,5 | А1800 | 01171625 | 0,5S | 1,0 | RTU-325L | 2813 |
| 16 | ПС 110/10 Чикшино КРУН ЮкВ. яч 32 | ТЛО-Ю | А:20521; 020522 | 300/5 | 0,5S | НТМИ-10-66 | 3676 | 10000/100 | 0,5 | А1800 | 01171627 | 0,5S | 1,0 |
Таблица 2 - Границы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС в рабочих условиях применения
| I, % от 1ном | cos <р | ИК №№1, 2 | ИК №№7,8 | ИК №№13,14 | ИК №№3, 4,9,10 | ИК №№5, 6, 11, 12, 15, 16 |
| ±% | ±% | +% | ±%0 | дД, ±% | ±% | ёД > ±% | ±% | 8wA , +% | ±% |
| 2 | 0,5 инд., 0,5 емк. | - | - | 4,9 | 2,8 | 2,7 | 3,8 | - | - | 5,1 | 2,9 |
| 5 | 0,5 инд., 0,5 емк. | 2,8 | 2,1 | 3,1 | 2,0 | 2,3 | 2,5 | 5,7 | 3,0 | 3,4 | 2,1 |
| 20 | 0,5 инд., 0,5 емк. | 2,3 | 1,9 | 2,5 | 1,8 | 2,2 | 1,9 | 3,4 | 2,1 | 2,8 | 2,0 |
| 100-120 | 0,5 инд., 0,5 емк. | 2,2 | 1,8 | 2,5 | 1,8 | 2,2 | 1,8 | 2,8 | 2,0 | 2,8 | 2,0 |
| 2 | 0,8 инд., 0,8 емк. | - | - | 2,8 | 4,2 | 2,1 | 4,8 | - | - | 2,9 | 4,3 |
| 5 | 0,8 инд., 0,8 емк. | 2,0 | 2,5 | 2,0 | 2,7 | 2,0 | 3,0 | 3,2 | 4,6 | 2,2 | 2,9 |
| 20 | 0,8 инд., 0,8 емк. | 1,8 | 2,1 | 1,8 | 2,2 | 1,7 | 2,1 | 2,2 | 2,9 | 1,9 | 2,4 |
| 100-120 | 0,8 инд., 0,8 емк. | 1,7 | 2,0 | 1,8 | 2,2 | 1,7 | 2,0 | 1,9 | 2,4 | 1,9 | 2,4 |
| 2 | 0,865 инд., 0,865 емк. | - | - | 2,5 | 5,1 | 2,1 | 5,5 | - | - | 2,6 | 5,2 |
| 5 | 0,865 инд., 0,865 емк. | 1,9 | 2,9 | 1,9 | 3,2 | 1,9 | 3,3 | 2,9 | 5,7 | 2,0 | 3,4 |
| 20 | 0,865 инд., 0,865 емк. | 1,7 | 2,3 | 1,7 | 2,4 | 1,7 | 2,3 | 2,0 | 3,3 | 1,8 | 2,7 |
| 100-120 | 0,865 инд., 0,865 емк. | 1,7 | 2,2 | 1,7 | 2,4 | 1,7 | 2,2 | 1,8 | 2,7 | 1,8 | 2,7 |
| 2 | 1,0 | - | - | 1,8 | - | 2,0 | - | - | - | 1,9 | - |
| 5 | 1,0 | 1,5 | - | 1,4 | - | 1,3 | - | 2,1 | - | 1,5 | - |
| 20 | 1,0 | 1,3 | - | 1,2 | - | 1,3 | - | 1,5 | - | 1,3 | - |
| 100-120 | 1,0 | 1,3 | - | 1,2 | - | 1,3 | - | 1,3 | - | 1,3 | - |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист формуляра «Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электроэнергии Филиала ОАО «МРСК Северо-Запада» «Комиэнерго». Формуляр».
Комплектность
В комплект АИИС входят технические средства и документация, указанные в таблице 3. Таблица 3
| Технические средства ИИК ТИ |
| Технические средства ИИК ТИ в соответствии с таблицей 1 |
| Технические средства ИВК |
| Сервер HP ProLiant ML370 G5 | 1 |
| Модем ZyXEL U-336E Plus | 1 |
| Модем Siemens TC-35i | 3 |
| УССВ | 1 |
| Документация |
| «Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электроэнергии Филиала ОАО «МРСК Северо-Запада» «Комиэнерго». Формуляр» | 1 |
| «Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электроэнергии Филиала ОАО «МРСК Северо-Запада» «Комиэнерго». Методика поверки» 58729332.422231.016Д1 | 1 |
Поверка
Поверка измерительных каналов АИИС проводится в соответствии с методикой поверки 58729332.422231.016Д1 «Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электроэнергии Филиала ОАО «МРСК Северо-Запада» «Комиэнерго». Методика поверки». Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ СНИИМ «28» декабря 2008 г.
Межповерочный интервал - 4 года.
Основное поверочное оборудование: миллитесламетр портативный ТП2-2У-01, мультиметр АРРА-109, вольтамперфазометр «Парма В АФ-А», измеритель комплексных сопротивлений электрических цепей «Вымпел», часы «Электроника-5».
Поверка измерительных компонентов АИИС проводится в соответствии со следующими нормативными документами по поверке: измерительные трансформаторы тока -по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки», измерительные трансформаторы напряжения - по ГОСТ 8.216-88 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки», счетчики электрической энергии «Альфа А1800» - в соответствии с документом МП-2203-0042-2006, устройство сбора и передачи данных «RTU-325L» - в соответствии с документом ДЯИМ.466453.005 МП.
НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ДОКУМЕНТЫ
ГОСТ Р 8.596-2002
ГОСТ Р 52323-05
ГОСТ 26035-83
ГОСТ 7746-2001
ГОСТ 1983-2001
58729332.422231.016
Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия
Трансформаторы тока. Общие технические условия
Трансформаторы напряжения. Общие технические условия
Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО «МРСК Северо-Запада» «Комиэнерго». Технорабочий проект
Заключение
Тип «Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электроэнергии Филиала ОАО «МРСК Северо-Запада» «Комиэнерго», зав. № 1 утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен в эксплуатации.
