Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО "Сетевая компания" ЕЭС ПС "500 кВ Щелоков"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Сетевая компания» ЕЭС ПС «500 кВ Щелоков» (в дальнейшем - АИИС КУЭ ПС «500 кВ Щелоков») предназначена для измерений количества активной и реактивной электроэнергии (мощности), потребленной (переданной) за установленные интервалы времени в точках поставки ОАО «Сетевая компания», сбора, хранения, обработки и отображения полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- автоматические измерения 30-ти минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и средних на 30-ти минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;

- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии и значениях электроэнергии с нарастающим итогом с дискретностью учета 30 минут и данных о состоянии средств измерений;

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

- передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные места (АРМы);

- предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений со стороны сервера Управления ОАО «Сетевая компания»;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях (установка пломб, паролей доступа и т.п.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- обеспечение подготовки данных об измеренных величинах и о состоянии средств измерений в заранее согласованных XML форматах (макетах) для передачи их по электронной почте участникам Оптового Рынка Электрической Энергии и Мощности (ОРЭМ), а также приемки по электронной почте аналогичных макетов от АИИС КУЭ смежных участников ОРЭМ с последующей загрузкой полученных данных в специализированную базу данных АИИС КУЭ ОАО «Сетевая компания» ЕЭС ПС «500 кВ Щелоков» и Управления ОАО «Сетевая компания». Состав данных в макетах - результаты измерений и состояние средств измерений (формируются разными макетами);

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- ведение времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ ПС «500 кВ Щелоков» включает в себя следующие уровни.

Первый уровень включает в себя измерительно-информационный комплекс (ИИК) и выполняет функцию автоматического проведения измерений в точке измерений. В состав ИИК входят измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, соответствующие

ГОСТ 7746-78; ГОСТ 7746-89; ГОСТ 7746-2001 и трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2, соответствующие ГОСТ 1986-77; ГОСТ 1983-89; ГОСТ 1983-2001, вторичные измерительные цепи, счетчики электрической энергии СЭТ 4ТМ класса точности 0,2S и 0,5S, изготовленные по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии), и 0,5 по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии), установленные на объекте, указанном в таблице 1.

Второй уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) и выполняет функцию консолидации информации по данной электроустановке. В состав ИВКЭ входят устройства сбора и передачи данных (УСПД) на базе «Сикон С70» (Госреестр №28716-05), обеспечивающий интерфейс доступа к ИИК, технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура, модемы), УСПД предназначено для сбора, накопления, обработки, хранения и отображения первичных данных об электроэнергии и мощности со счетчиков, а также для передачи накопленных данных по каналам связи на уровень ИВК (АРМ).

Третий уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс (ИВК). В состав ИВК входят: промконтроллер (компьютер в промышленном исполнении) «ИКМ-Пирамида» (Госреестр №45270-10); технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура); устройство синхронизации системного времени типа УСВ-2; технические средства для организации функционирования локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства обеспечения безопасности локальных вычислительных сетей. ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, автоматической диагностики состояния средств измерений, от-правки/приема информации о результатах измерений и состоянии средств измерений в виде макетов XML форматах по электронной почте от других участников (другим участникам) ОРЭМ, подготовки отчетов и передачи их различным пользователям.

Четвертый уровень - информационно-вычислительный комплекс Управления ОАО «Сетевая компания», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных АИИС КУЭ Управления, сервер интеллектуального кэширующего маршрутизатора, автоматизированные рабочие места и программное обеспечение «Пирамида-2000».

В ИВК «ИКМ-Пирамида» обеспечивается автоматическая синхронизация времени встроенных часов во всех средствах измерений, подключенных к ИВК «ИКМ-Пирамида», входящих в измерительный канал, с помощью системы обеспечения единого времени (СО-ЕВ). СОЕВ АИИС КУЭ ПС «500 кВ Щелоков» охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД, ИВК и имеет нормированную точность. Ведение системы единого времени (измерение времени, синхронизация времени, коррекция времени), возможность автоматической синхронизации по сигналам проверки времени обеспечена подключением к ИВК устройства синхронизации времени УСВ-2. Сличение времени ИВК, УСПД и счетчиков осуществляется один раз в сутки. Коррекция системного времени производится не реже одного раза в сутки, при достижении расхождения времени ИВК, УСПД и счетчиков ± 2 с. Погрешность системного времени не превышает ± 5 с.

АИИС КУЭ ПС «500 кВ Щелоков» обеспечивает измерение следующих основных параметров энергопотребления:

1) количество активной (реактивной) электроэнергии за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон, включая прием и отдачу электроэнергии;

2) средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;

3) календарного времени и интервалов времени.

Измеренные значения активной и реактивной электроэнергии в автоматическом режиме фиксируются в энергонезависимой базе данных электросчетчиков, УСПД и ИВК.

Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках, УСПД и ИВК хранится служебная информация: параметры качества электроэнергии в точке учета, регистрация различных событий, данные о корректировках параметров, данные о рабо-

Лист № 3

Всего листов 17 тоспособности устройств, перерывы питания и другая информация. Эта информация может по запросу пользователя передаваться на АРМ и другим участникам ОРЭМ.

В АИИС КУЭ ПС «500 кВ Щелоков» измерения и передача данных на верхний уровень происходит следующим образом. Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи (вторичным измерительным цепям) поступают на соответствующие входы электронных счетчиков электрической энергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы и напряжения электрического тока в микропроцессорах счетчиков вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за этот период реактивная мощность вычисляется по средним значениям активной и полной мощности. Измерительная информация на выходе счетчиков без учета коэффициентов трансформации:

- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;

- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

Все электросчетчики обеспечивают ведение астрономического календаря, с возможностью коррекции текущего времени с верхнего уровня. Точность хода часов ± 3 с.

Измерительная информация сохраняется в энергонезависимой памяти электросчетчика.

Цифровой сигнал с выходов счетчика по проводным линиям связи поступает по запросу или в автоматическом режиме на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее дальнейшая обработка, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение и передача накопленных данных по различным каналам связи (выделенным, GSM, КСПД и др.) на верхний уровень системы (ИВК). УСПД обеспечивает ведение астрономического календаря, с возможностью коррекции текущего времени с верхнего уровня. Точность хода часов ± 1 с.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Отображение информации на мониторах АРМ и переда-ча/прием информации в организации - участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от ИВК «ИКМ-Пирамида» через интернет провайдера.

Полный перечень информации, передаваемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков, УСПД, сервера сбора данных ИВК и уровнем доступа АРМа к базе данных на сервере. Информация от смежных участников оптового рынка электроэнергии по измерениям передается в ИВК посредством электронной почты в согласованных зараннее форматах (макетах типа 80020, 80040) и в дальнейшем используются при формировании отчетных данных с помощью ПО «Пирамида» при условии, что смежные системы АИИС КУЭ соответствуют всем требованиям, предъявляемым к информационно измерительным системам, которые могут использоваться для коммерческих расчетов на ОРЭМ. Каждой такой точке измерения присваивается свой индивидуальный номер, который позволяет однозначно идентифицировать соответствующую точку измерений и использовать полученную информацию для обработки, хранении и передачи заинтересованным пользователям АИИС КУЭ ПС «500 кВ Щелоков»».

Для непосредственного подключения через оптический порт к счетчику (в случае, например, повреждения линии связи) предусматривается использование переносного компьютера типа NoteBook с установленным программным обеспечением «Конфигуратор СЭТ-4ТМ» и устройством сопряжения оптического УСО-2 ИЛГШ.468351.008 ТУ с последующей передачей данных на АРМ ИВК «ИКМ-Пирамида».

Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ ПС «500 кВ Щелоков», являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре. Устройства связи, модемы различных типов, пульты оператора, дополнительные средства вычис-

Лист № 4

Всего листов 17 лительной техники (персональные компьютеры) отнесены к вспомогательным техническим компонентам и выполняют только функции передачи и отображения данных, получаемых от основных технических компонентов.

Программное обеспечение

Выполнение всех интеллектуальных функций ИВК «ИКМ-Пирамида» обеспечивает прикладное программное обеспечение (ПО «Пирамида -2000»), которое внесено в Госреестр в составе ИВК «ИКМ-Пирамида» №45270-10.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных тарифных зон не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «ИКМ-Пирамида» и определяются классом применяемых электросчетчиков (кл. точности 0,2S; 0,5; 0,5S).

Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии в ИВК «ИКМ-Пирамида», получаемой за счет математической обработки измерительной информации поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.

Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в АИИС КУЭ ПС «500 кВ Щелоков», приведены в таблице 1.

Таблица 1

В соответствии с МИ 3286-2010 установлен уровень «С» защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений.

Технические характеристики

Таблица 2

Таблица 3

Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения электрической энергии для рабочих условий эксплуатации, 5 э %.

Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ

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

Примечания:

1. В Таблице 3 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 3 в графе «Основная погрешность ИК, ± %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cosф=0,87 (япф=0,5) и токе ТТ, равном 1ном .

3. В Таблице 3 в графе «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cosф=0,5 (мпф=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)ин; диапазон силы тока -

(1,0 + 1,2)1н; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) - 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 °С; УСПД - от +15 °С до +25 °С;

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

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

5. Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

• температура окружающего воздуха: ТТ - от -35 °С до +35 °С; ТН- от -35 °С до

+35 °С; счетчиков: в части активной энергии - от -35 °С до +35 °С,

• параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 ^ 1,1)Uk1; диапазон силы первичного тока (0,01 ^ 1,2)1н1; коэффициент мощности cosф ^тф) - 0,5 ^ 1,0(0,6 ^ 0,87); частота - (50±0,5) Гц;

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

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

для электросчетчика:

• параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 ^ 1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока - тока (0,01 ^ 1,2)1н2;

• диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) - 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) мм рт.ст.

Для разных сочетаний классов точности измерительных трансформаторов и счетчиков электрической энергии пределы допускаемых относительных погрешностей измерения энергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации рассчитываются согласно алгоритмам, приведенным в «Методике поверки» АИИС КУЭ ПС «500 кВ Щелоков».

Пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения получасовой мощности, на которых не производится корректировка времени (др), рассчитываются по следующей формуле (на основании считанных по цифровому интерфейсу показаний счетчика о средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импульсах):

KKt * 100% l 1000РТ™

, где

дР - пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии, %;

дэ -пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.З измерения электроэнергии, %;

К - масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации трансформаторов тока и напряжения;

Ке - внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выраженному в Вт*ч);

Тср - интервал усреднения мощности, выраженный в часах;

Р - величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале усреднения, выраженная в кВт.

Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности измерения средней мощности для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения мощности, на которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:

, где

it й™.™, =-------* 100 %

^рр’ 3600

At - величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в

секундах); Тср - величина интервала усреднения мощности (в часах).

Надежность применяемых в системе компонентов:

• электросчетчик - среднее время наработки на отказ не менее Т= 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;

• УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т= 75000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=1 ч;

• ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее Т= 100000

ч, среднее время восстановления работоспособности tв=1 ч.

Надежность системных решений:

• Резервирование питания электросчетчика от цепей переменного тока 220в, УСПД и ИВК с помощью источника бесперебойного питания и устройств АВР.

• Резервирование каналов связи: информация о результатах измерений и состоянии средств измерений может передаваться/приниматься в/от организации-участника ОРЭМ по коммутируемым каналам связи, GSM и по электронной почте.

Регистрация событий:

• В журнале событий счетчика;

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчиках;

• Журнал УСПД:

- параметрирования;

- коррекция времени в счетчиках и УСПД;

- пропадания напряжения;

Защищенность применяемых компонентов:

• механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчетчиков;

- промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;

- испытательных коробок;

- УСПД;

- ИВК «ИКМ Пирамида»;

• защита информации на программном уровне:

- результатов измерений (при передаче/приеме, возможность использования цифровой подписи);

- состояния средств измерений (при передаче/приеме, возможность использования цифровой подписи);

- установка пароля на счетчики;

- установка пароля на УСПД;

- - установка пароля на ИВК «ИКМ- Пирамида».

Глубина хранения информации:

• электросчетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; информации о состоянии средств измерений на глубину журнала событий; при отключении питания - не менее 10 лет;

• УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому ИК - 100 суток (функция автоматизирована); информации о состоянии средств измерений на глубину журнала событий; сохранение информации при отключении питания -3 года;

• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств из

мерений - за весь срок эксплуатации системы, но не менее 3,5 года.

При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульных листах эксплуатационной документации системы типографским способом.

Комплектность

Комплект поставки приведен в таблицах 4, 5 и 6.

Примечание: в процессе эксплуатации системы возможны замены отдельных измерительных компонентов без переоформления свидетельства об утверждении типа АИИС КУЭ ПС «500 кВ Щелоков», стандартизованных компонентов - измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов, класс точности которых должен быть не хуже класса точности, первоначально указанных в таблице, а также УСПД - на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с описанием типа АИИС КУЭ ПС «500 кВ Щелоков» как его неотъемлемая часть.

Таблица 5

Таблица 6

Поверка

осуществляется по документу АИИСЕ500 13.05.00МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Сетевая компания» ЕЭС ПС «500 кВ Щелоков». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «ЦСМ Татарстан» в 2014 г.

Перечень основных средств поверки:

- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;

- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;

- средства поверки счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с методикой поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;

- средства поверки УСВ-2 в соответствии с методикой поверки, утвержденной ВНИ-ИФТРИ в 2004г.

- средства поверки контроллеров УСПД «СИКОН С70» в соответствии с методикой поверки «Контроллеры сетевые индустриальные. СИКОН С70. Методика поверки» ВЛСТ 220.00.000 И1, утвержденной 17.01.2005г.;

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

Сведения о методах измерений

Сведения о методике измерений изложены в документе «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО Сетевая компания» ЕЭС ПС «500 кВ Щелоков». Методика измерений» АИИСЕ500 13.05.00. МИ.

Нормативные документы

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

2. ГОСТ 8.596-2002 «Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

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

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

Рекомендации к применению

осуществление торговли и товарообменных операций