Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) РП 220 кВ "Маккавеево"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) РП 220 кВ «Маккавеево» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ РП 220 кВ «Маккавеево» представляет собой многофункциональную, 3х-уровневую систему, которая состоит из измерительных каналов (далее - ИК), измерительновычислительного комплекса электроустановки (далее - ИВКЭ) с системой обеспечения единого времени (СОЕВ) и информационно-вычислительного комплекса (ИВК).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительные каналы, включающие измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа А1800 (далее - Счетчики), классов точности 0,2S/0,5 и 0,5S/1,0 по ГОСТ Р 52323-05 (в части активной электроэнергии); вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных.

2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки АИИС КУЭ РП 220 кВ «Маккавеево», созданный на базе устройств сбора и передачи данных (далее -УСПД) типа RTU-325H (Госреестр СИ РФ № 44626-10, зав. № 006043) и технических средств приема-передачи данных.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), Госреестр СИ РФ № 45048-10. Сервер баз данных (БД) ИВК расположен в ОАО «ФСК ЕЭС».

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 преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре 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 интервалах времени, длительность которых задается программно и может составлять 1, 2, 3, 5, 10, 15, 30 минут (параметр ПА14). В памяти счетчиков ведутся профили нагрузки (параметр ПА26) и графики параметров сети.

Каждые 30 минут УСПД RTU-325H производит опрос всех подключенных к нему цифровых счетчиков ИК (параметр ПА15). Полученная информация обрабатывается, записывается в энергонезависимую память УСПД и, по запросу с сервера базы данных ИВК, с

периодичностью 1 раз в 30 минут предоставляется в базу данных ИВК. Вышеописанные процедуры выполняются автоматически, а время и частота опроса устанавливаются на этапе пусконаладки системы.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной инфрмации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Раз в сутки с уровня ИВК формируются и отсылаются файлы в формате XML, содержащие информацию о получасовой потребленной и выданной электроэнергии по каждому из направлений, всем заинтересованным субъектам ОРЭ (параметры ПА18, ПА21) осуществляется от сервера БД. Для связи между всеми заинтересованными субъектами ОРЭ используются 2 канала связи: основной канал-через ВОЛС и резервный канал-через модем спутниковой связи SkyEdge (МЗСС).

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени, включающей в себя устройство синхронизации системного времени (УССВ), принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Часы УСПД синхронизированы с временем GPS-приемника, сличение времени не реже 1 раза в 30 минут, погрешность синхронизации не более 16 мс, корректировка времени выполняется при расхождении времени не более чем ± 1 с. Сличение часов счетчиков типа А1800 с часами УСПД выполняется каждые 30 мин. При сеансе связи УСПД со счетчиком корректировка времени осуществляется УСПД автоматически при обнаружении рассогласования на величину более ± 2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиками на длительный срок, время счетчиков корректируется от переносного инженерного пульта. При снятии данных с помощью переносного инженерного пульта через оптический порт счётчика производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.

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

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают время (дата, часы, минуты) коррекция часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректирующего и корректируемого устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

Таблица 1 - Идентификационные данные специализированного программного обеспечения (далее - СПО), установленного в ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)

- Комплекс измерительно-вычислительный АИИС КУЭ (Метроскоп) ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), включающий в себя СПО внесено в Госреестр СИ РФ под № 45048-10;

- Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом СПО;

- Защита програмного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты - " высокий " в соответствии с Р 50.2.077-2014.

- Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов;

Технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Уровень ИВКЭ АИИС КУЭ реализован на базе устройства сбора и передачи данных УСПД RTU-325H (Госреестр № 44626-10, зав. № 006043).

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

Примечания:

1. В Таблице 2 в графе «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cosф=0,5 (япф=0,87), токе ТТ, равном 2 % от 1ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 30 °С до 30°С.

2. Нормальные условия:

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

- параметры сети: диапазон напряжения - (0,98 - 1,02)ин; диапазон силы тока -

(1,0 - 1,2)1н; диапазон коэффициента мощности cosфj ^пф) - 0,87(0,5); частота - (50 ± 0,5) Гц;

- температура окружающего воздуха: ТТ - от минус 40 °С до 50 °С; ТН- от минус 40 °С до 50 °С; счетчиков: (23±2) °С; УСПД - от 15 °С до 25 °С;

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

- атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа).

3. Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Un1; диапазон силы первичного тока (0,01(0,02) - 1,2)1н1; коэффициент мощности cosф ^пф) 0,5 - 1,0(0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

- температура окружающего воздуха для трансформаторов тока AGU 245 и трансформаторов напряжения VCU-245: от минус 60°С до 40°С, для трансформаторов тока ТОЛ-СЭЩ 10 и для трансформаторов напряжения ЗНОЛ-СЭЩ-10: от минус 45° С до 40 °С, для трансформаторов тока EASK: от минус 5°С до 40°С;

- относительная влажность воздуха (70±5) %;

- атмосферное давление (100±4) кПа.

Для электросчетчиков:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cosф ^пф) 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

- магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;

- температура окружающего воздуха от минус 30°С до 30°С;

- относительная влажность воздуха (40-60) %;

- атмосферное давление (100±4) кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

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

- температура окружающего воздуха от 10°С до 30°С;

- относительная влажность воздуха (70±5) %;

- атмосферное давление (100±4) кПа

4. Измерительные каналы включают измерительные трансформаторы тока по

ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электрической энергии и по ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электрической энергии;

5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ РП 220 кВ «Маккавеево» как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

восстановления работоспособности 1 ч.

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;

- журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:

- параметрирование;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени;

- журнал УСПД:

- параметрирование;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и сервере;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

- выключение и включение сервера;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирование:

- пароль на счетчике;

- пароль на УСПД;

- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях -не менее 30 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

- ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

- ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) РП 220 кВ «Маккавеево» типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП 49144-12 "Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) РП 220 кВ «Маккавеево». Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" в феврале 2012 г.

Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика 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 "Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя";

- Средства измерений МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений».

- Средства измерений МИ 3196-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- Альфа А1800 - по документу МП 2203-0042-2006 "Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки."

- УСПД RTU-325H - по документу "Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325T. Методика поверки. ДЯИМ.466215.005 МП", утверждённой ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;

- ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) - в соответствии с документом «Комплексы измерительно-вычислительные АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп). Методика поверки», утвержденным ФГУ «Пензенский ЦСМ» 30 августа 2010 г.;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GlobalPositioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

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

- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе 220-ЗБК-П-УЭ2.ИС1.М "Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии РП 220 кВ «Маккавеево».

Нормативные документы

электроэнергии (АИИС КУЭ) РП 220 кВ «Маккавеево»

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 Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

7. 220-ЗБК-П-УЭ2.ИС1.М     "Инструкция     по эксплуатации     системы

автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии РП 220 кВ «Маккавеево».