Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 330/110/6 кВ "Шебекино" - АИИС КУЭ ПС 330/110/6 кВ "Шебекино"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 330/110/6 кВ «Шебекино» (далее АИИС КУЭ ПС 330/110/6 кВ «Шебекино») предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, времени и интервалов времени.

Область применения АИИС КУЭ ПС 330/110/6 кВ «Шебекино» - коммерческий учёт электрической энергии на ПС 330/110/6 кВ «Шебекино» ОАО «ФСК ЕЭС», в том числе для взаимных расчетов на оптовом рынке электрической энергии (ОРЭ).

Описание

АИИС КУЭ ПС 330/110/6 кВ «Шебекино» представляет собой комплекс программнотехнических средств, состоящих из:

- первичных преобразователей - трансформаторов тока и напряжения;

- средств учета - цифровых счетчиков электрической энергии;

- средств программного обеспечения счетчиков;

- устройства сбора и передачи данных;

- средств программного обеспечения УСПД;

- каналов связи между УСПД и первичными средствами учета;

средств синхронизации системного времени.

АИИС КУЭ ПС 330/110/6 кВ «Шебекино» решает следующие задачи:

- измерений количества электрической энергии, получаемой и отпускаемой по коммерческим присоединениям энергообъектов ЕНЭС;

- автоматизированного сбора данных измерений;

- анализа полноты, достоверности данных измерений;

- обработки и хранения данных измерений, их передачи по необходимым уровням иерархии системы;

- расчета учетных показателей и обеспечение регламентированного доступа функциональных служб ОАО «ФСК ЕЭС» и смежных субъектов ОРЭ к данным учета

электроэнергии;

- расчетов за транспортируемую электрической энергии и приобретаемую на ОРЭ электрической энергии для компенсации потерь;

- формирования отчетных документов и передачи информации на верхние уровни (центральный сервер БД ИВК АИИС ЕНЭС, расположенный в ОАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД (Центр Сборо и Обработки Данных) МСК филиала ОАО «ФСК ЕЭС» Нижегородское ПМЭС) АИИС КУЭ ЕНЭС.

АИИС КУЭ ПС 330/110/6 кВ «Шебекино» является многоуровневой, с иерархической распределённой обработкой информации.

Система состоит из следующих уровней:

1 -й уровень - ИК, включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 и счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа класса точности 0,2S/0,5; 0,5S/1; вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных.;

2 -й уровень (сбор и обработка результатов измерений, диагностика средств измерений - счетчиков и УСПД) включает информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ ПС 330/110/6 кВ «Шебекино»;

- система обеспечения единого времени (СОЕВ).

ИИК обеспечивают автоматическое проведение измерений в точке измерений. В их состав входят:

- счетчики электрической энергии;

- измерительные трансформаторы тока и напряжения;

- вторичные измерительные цепи.

ИВКЭ обеспечивает:

- интерфейс доступа к информации по учету электроэнергии ИИК;

- автоматический сбор, обработку и хранение информации результатов измерений от ИИК;

- автоматический сбор, обработку и хранение информации о состоянии средств измерений;

- ведение «Журнала событий».

В состав ИВКЭ входят:

- специализированный контроллер (УСПД) RTU-325, обеспечивающий интерфейс доступа к ИИК и ИВК;

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

В СОЕВ входят все средства измерений времени (входящие в состав сервера БД, УСПД, счетчиков), влияющие на процесс измерения количества электроэнергии, которые используются при синхронизации времени.

СОЕВ привязана к единому календарному времени.

Таким образом, СОЕВ АИИС КУЭ ПС 330/110/6 кВ «Шебекино» обеспечивает измерение времени в системе с погрешностью не хуже ± 4 с.

Объектами сбора первичной учетной информации являются счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа.

Все счетчики подключаются к УСПД RTU-325 по интерфейсу RS-485.

Связь УСПД RTU-325c сервером БД АИИС КУЭ ЕНЭС, установленным в ЗАО «Метростандарт» г. Москва обеспечивается по спутниковому каналу связи.

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются 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 преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной электрической мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная электрическая мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной электрической мощности.

Электрическая энергия вычисляется для интервалов времени 30 мин, как интеграл от средней электрической мощности, получаемой периодически за 0,02 с.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение электрической мощности на интервалах времени 3 или 30 мин. В памяти счетчиков ведутся профили нагрузки.

Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВКЭ, поскольку используется цифровой метод передачи данных.

Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 1

Таблица 1 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики ______________

Таблица 1. Продолжение

Таблица 1. Продолжение

Таблица 1. Продолжение

Таблица 1. Продолжение

* Данный канал является информационным.

Примечания:

1. В Таблице 1 приведены метрологические характеристики основной погрешности ИК (нормальные условия эксплуатации) и погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации для измерения электрической энергии и средней мощности (получасовых);

2. В Таблице 1 в графе «Основная погрешность ИК, ± %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cosф=0,87 (siny=0,5) и токе ТТ, равном 1ном .

3. В Таблице 1 в графе «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cosф=0,5 (siny=0,87)) и токе ТТ, равном 10 % от 1ном.

4. Нормальные условия эксплуатации:

- параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;

- параметры сети: диапазон напряжения - (0,99 ^ 1,01)Uh; диапазон силы тока - (1,0 ^ 1,2)1н; диапазон коэффициента мощности cosy (siny) - 0,87(0,5); частота - (50 ±

0,5) Гц;

- температура окружающего воздуха: ТТ- от +15°С до +35°С;ТН- от +10°С до +35°С; счетчиков: в части активной энергии - от +21 °С до +25°С,

в части реактивной энергии - от +18°С до +22 °C; УСПД - от +15°С до +25 °C;

- относительная влажность воздуха - (70±5) %;

- атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.

5. Рабочие условия эксплуатации: для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 ^ 1,1)Uh1; диапазон силы первичного тока (0,01 ^ 1,2)1н1; коэффициент мощности cosy (siny) - 0,5 ^ 1,0(0,6 ^ 0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;

- температура окружающего воздуха - от -30°C до +35°C;

- относительная влажность воздуха - (70±5) %;

- атмосферное давление - (750±30) ммрт.ст.

Для электросчетчиков:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения -   (0,9 ^   1,1)Uh2;   диапазон силы вторичного тока - тока (0,01 ^   1,2)Ih2;

диапазон коэффициента мощности cosy (simp) - 0,5 ^ 1,0(0,6 ^ 0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;

- магнитная индукция внешнего происхождения - 0,5 мТл;

- температура окружающего воздуха - от +15°С до +30°С;

- относительная влажность воздуха - (40-60) %;

- атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

- параметры питающей сети: напряжение - (220±10) В; частота - (50 ± 1) Гц;

- температура окружающего воздуха - от +15 °С до +30°С;

- относительная влажность воздуха - (70±5) %;

- атмосферное давление - (750±30) ммрт.ст.

6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ ПС 330/110/6 кВ «Шебекино» как его неотъемлемая часть.

Значения показателей надежности ИВКЭ рекомендуется иметь не ниже заданных:

- средняя наработка на отказ - не менее 35000 ч;

- среднее время восстановления - не более 24 ч (при наличии этих показателей в паспорте или справке производителя).

Надежность  ИИК, определяется как совокупность надежности измерительных

трансформаторов и счетчиков электрической энергии.

- средняя наработка на отказ счетчиков электрической энергии не менее 35000 ч;

- среднее время восстановления счетчиков электрической энергии не более 7 сут (при наличии этих показателей в паспорте или справке производителя).

Значения показателей надежности СОЕВ рекомендуется иметь не ниже заданных:

- коэффициент готовности - не менее 0,95;

- среднее время восстановления - не более 168 ч (при наличии этих показателей в паспорте или справке производителя).

Установленный полный срок службы АИИС КУЭ ПС 330/110/6 кВ «Шебекино» - не менее 20 лет.

Регистрация событий:

• журнал событий ИК:

- отключение и включение питания;

- корректировка времени;

- удаленная и местная параметризация;

- включение и выключение режима тестирования.

• журнал событий ИВКЭ:

- дата начала регистрации измерений;

- перерывы электропитания;

- потери и восстановления связи со счётчиками;

- программные и аппаратные перезапуски;

- корректировки времени в каждом счетчике.

Защищенность применяемых компонентов:

• механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- привод разъединителя трансформаторов напряжения;

- корпус (или кожух) автоматического выключателя в цепи трансформатора напряжения, а так же его рукоятка (или прозрачная крышка);

- клеммы вторичной обмотки трансформаторов тока;

- промежуточные клеммники, через которые проходят цепи тока и напряжения;

- испытательная коробка (специализированный клеммник);

- крышки клеммных отсеков счетчиков;

- крышки клеммного отсека УСПД.

• защита информации на программном уровне:

- установка двухуровневого пароля на счетчик;

- установка пароля на УСПД;

- защита результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи).

Глубина хранения информации:

• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, журнал событий - не менее 35 сут;

• ИВКЭ - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее 35 сут;

• Сервер АРМ ПС - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее 4 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии ПС 330/110/6 кВ «Шебекино» АИИС КУЭ ПС 330/110/6 кВ «Шебекино»

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ ПС 330/110/6 кВ «Шебекино» определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Поверка

Поверка АИИС КУЭ ПС 330/110/6 кВ «Шебекино» проводится по документу МИ 3000-2006 «ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».

Перечень основных средств поверки:

- трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35 ... 330/^3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

- трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- счетчики ЕвроАльфа - в соответствии с документом «ГСИ. Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки», согласованной с ГЦИ СИ ФГУП «Ростест-Москва» в сентябре 2007 г.;

- средства поверки УСПД в соответствии с документом «Комплексы аппаратнопрограммных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки.», утвержденному ГЦи СИ ВНИИМС в 2003 г.;

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS).

Межповерочный интервал - 4 года.

Нормативные документы

ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003) «Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».

ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003) «Статические счетчики реактивной энергии».

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

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

МИ 3000-2006 «Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».

Техническая документация на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электрической энергии ПС 330/110/6 кВ «Шебекино» - АИИС

КУЭ ПС 330/110/6 кВ «Шебекино».

Заключение

Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ПС 330/110/6 кВ «Шебекино» - АИИС КУЭ ПС 330/110/6 кВ «Шебекино», утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске и в эксплуатации согласно государственным поверочным схемам.