Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ "Ожогино" филиала ОАО "Тюменьэнерго" "Тюменские распределительные сети"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Ожогино» филиала ОАО «Тюменьэнерго» «Тюменские распределительные сети» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности потребляемой с ОРЭ по всем расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления и передачи информации в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС», Тюменское РДУ, филиал «ФСК ЕЭС»- МЭС Западной Сибири, филиал ОАО «Тюменьэнерго» «Тюменские распределительные сети» в рамках согласованного регламента.

Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.

Описание

АИИС КУЭ конструктивно представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные комплексы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:

1-ый уровень - измерительные каналы (ИК), включают в себя измерительные трансформаторы напряжения (TH), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) ЭКОМ 3000 Госреестр № 17049-09, устройство синхронизации системного времени (УССВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

3-й уровень, информационно-вычислительный комплекс системы (ИВК), который включает в себя сервер АИИС КУЭ Тюменские ЭС ОАО «Тюменьэнерго» (Госреестр № 35973-07).

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- периодический (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);

- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;

- хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);

- передача результатов измерений в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС», Тюменское РДУ, филиал «ФСК ЕЭС»- МЭС Западной Сибири, филиал ОАО «Тюменьэнерго» «Тюменские распределительные сети»;

- 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);

Принцип действия:

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим местным временем. Результаты измерений передаются кВт-ч.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи RS - 485 поступает в УСПД ЭКОМ 3000, где производится сбор, хранение и передача результатов измерений на верхний уровень АИИС КУЭ.

Данные об энергопотреблении из УСПД, в автоматическом режиме, передаются на сервер АИИС КУЭ Тюменские ЭС ОАО «Тюменьэнерго» (Госреестр № 35973-07) где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации). Данные об энергопотреблении из УСПД на сервер передаются по основному выделенному каналу волоконно-оптической связи (ВОЛС). В качестве резервного канала используется коммутируемый канал связи по GSM-модему.

Описание программного обеспечения

В состав ПО АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии, ПО УСПД «Конфигуратор», «Архив», ПО сервера АИИС КУЭ Тюменские ЭС ОАО «Тюменьэнерго» (Госреестр № 35973-07).

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят все средства измерений времени (таймеры счетчиков, УСПД).

В качестве базового прибора СОЕВ используется источник сигналов точного времени - GPS-приемник, подключенный к УСПД.

Сличение времени счетчиков со временем УСПД происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже 1 раза в 30 минут. Корректировка времени осуществляется при расхождении времени счетчиков с временем УСПД на величину более ±2 с.

Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки.

МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 1.

Таблица 1

Таблица 2

Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной электрической энер-гии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ_________________

Продолжение таблицы 2

Границы допускаемой относительной погрешности измерения реактивной электрической ______________энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ

Примечания:

1. Погрешность измерений Зц2)%р и 3](2)%q для cos<p=l,0 нормируется от 11°%, а погрешность измерений Зц2)%р и 3/(2)%q для cos (р< 1,0 нормируется от 12%.

2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ :

• напряжение питающей сети: напряжение (0,98...1,02)*Uhom, ток (1 + 1,2)*1ном, cos<p=0,9 инд;

• температура окружающей среды (20±5) ЯС.

5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ :

• напряжение питающей сети (0,9... 1,1) *Uhom, ток (0,01 ...1,2) *1ном;

• температура окружающей среды:

- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 ЯС;

- УСПД от плюс 5 до плюс 35 ЯС;

- трансформаторы тока по ГОСТ 7746;

- трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983.

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 20635 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

• счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;

• УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 75000 часов/

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

• для счетчика Тв < 2 часа;

• для УСПД Тв < 2 часа;

• для модема Тв < 1 час.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

• клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

• панели подключения к электрическим интерфейсам счечиков защищены механическими пломбами;

• наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД;

• защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий

• фактов параметрирования счетчика;

• фактов пропадания напряжения;

• фактов коррекции времени.

Возможность коррекции времени в:

• счетчиках (функция автоматизирована);

• УСПД (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• счетчик электроэнергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 57 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

• УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу -15 суток; при отключении питания - 3 года;

МЕСТО И СПОСОБ НАНЕСЕНИЯ ЗНАКА УТВЕРЖДЕНИЯ ТИПА

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АПИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АПИС КУЭ КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Поверка

Поверка проводится в соответствии с документом «ГСП. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АПИС КУЭ) ПС 220 кВ «Ожогино» филиала ОАО «Тюменьэнерго» «Тюменские распределительные сети». Методика поверки». МП-899/446-2010 утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Рос-тест-Москва» в октябре 2010 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;

- СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в сентябре 2004 г.;

- УСПД ЭКОМ 3000 - по методике поверки ПКБМ.421459.003 МП утверждённой ГЦИ СИ ВНИИМС в мае 2009 г.;

- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Госреестр № 27008-04);

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

- Термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений - 4О...+5О°С, цена деления 1°С.

Межповерочный интервал - 4 года

СВЕДЕНИЯ О МЕТОДИКАХ (МЕТОДАХ) ИЗМЕРЕНИЙ

Измерения производятся в соответствии с документом «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Ожогино» филиала ОАО «Тюменьэнерго» «Тюменские распределительные сети».

Нормативные документы

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

2 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

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

4 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.

5 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

6 ГОСТ 30206-94. Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S и 0,5S).

7 ГОСТ 26035-83 Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия.