Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ "Чара"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Чара» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую систему, которая состоит из измерительных каналов (далее - ИК), измерительно-вычислительного комплекса электроустановки (далее - ИВКЭ), выполняющего функции информационновычислительного комплекса (далее - ИВК), и системы обеспечения единого времени (далее -СОЕВ).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0,2S, 0,5S и 0,5по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) классов точности0,2 и 0,5по ГОСТ 1983-2001, счетчики Альфа А1800 класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-05 для активной электроэнергии и 0,5 по ГОСТ Р 52425-2005для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 2.

2-й уровень - ИВКЭ, включающий в себя:

- контроллер УСПД RTU-325, обеспечивающие доступ к информации по учету электроэнергии ИК;

- технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура);

- АРМ АИИС КУЭ ПС с выносным терминалом;

- инженерный пульт с оптопортом для настройки и автономного съема информации со счетчиков электрической энергии и контроллеров;

- источник бесперебойного питания со стабилизацией напряжения (или дополнительный стабилизатор напряжения).

- устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе GPS- приемника, подключаемое к УСПД RTU-325;

- таймеры счетчиков и оборудования ИВКЭ;

- программное обеспечение СОЕВ.

ИВКЭ предоставляет возможность прямого доступа к счетчику со стороны ИВК «Метроскоп» в режиме «прозрачного канала». Передача информации осуществляется по протоколу Ethernet.

ИВК состоит из центра сбора и обработки данных (далее - ЦСОД) филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Сибири и комплекса измерительно-вычислительного АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (далее - ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)). В ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется специализированное программное обеспечение Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии (АИИС КЭ) ЕНЭС (Метроскоп) (далее - СПО «Метроскоп») (Госреестр № 45048-10).

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по вторичным измерительным цепям 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 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.

Для обеспечения единого времени в АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Чара» в состав ИВКЭ входит УССВ на базе GPS приемника. УССВ осуществляет прием сигналов точного времени и синхронизацию временив УСПД.

Контроль меток времени во всех элементах АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Чара» осуществляется УСПД каждые 30 мин. Синхронизация (коррекция) времени в счетчиках ИК производится при расхождении времени внутренних таймеров счетчиков и УССВ назначение более 2 с. Синхронизация времени в сервере АРМПС производится также УССВ при расхождении значений времени в этих устройствах и УССВ назначение более 2 с.

Таким образом, СОЕВ АИИС КУЭ ПС 220 кВ «Чара» обеспечивает измерение времени в системе с погрешностью не хуже ± 5 с.

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) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

Таблица 1. Идентификационные данные СПО «Метроскоп», установленного в ИВК

АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4

нормированы с учетом СПО.

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

Технические характеристики

Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней АИИС КУЭ

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная энергия)

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная энергия)

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);

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

3. Нормальные условия эксплуатации:

Параметры сети:

- диапазон напряжения - от 0,99-Uh до 1,01 •Uh;

- диапазон силы тока - от 0,01 • 1н до 1,2-Ih;

- диапазон коэффициента мощности cos9 (sm9) - 0,5- 1,0(0,87- 0,5);

- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40°С до 50°С; счетчиков -от 18°С до 25°С; ИВКЭ - от 10°С до 30°С; ИВК - от 10°С до 30°С;

- частота - (50 ± 0,15) Гц;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4. Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения -от 0,9-UH1 до 1,1 -UH1; диапазон силы первичного тока - от 0,05-Хщ до 1,2-Ihi; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,8- 1,0(0,6 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха - от минус 30°С до 35°С.

Для счетчика электроэнергии Альфа А1800:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9-Uh2 до1,1-Ин2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01-Хн2 до 1,2-Ih2; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,8 - 1,0(0,6- 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

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

магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчика на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- счетчик электрической энергии-средняя наработка на отказ не менее 120 000 ч, время восстановления работоспособности не более 168 ч;

- ИВКЭ-средняя наработка на отказ не менее 35 000 ч, время восстановления работоспособности не более 168 ч;

- шлюзЕ-422 -средняя наработка на отказ не менее 50 000 ч;

- УСПД - средняя наработка на отказ не менее 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 24 ч;

- СОЕВ - коэффициент готовности Кг не менее 0,95, среднее время восстановления не более 168 ч.

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания

и устройства АВР;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии организацию с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике;

-   журнал УСПД:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике и УСПД;

пропадание и восстановление связи со счетчиком;

выключение и включение УСПД.

Защищённость применяемых компонентов:

-   механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

электросчётчика;

испытательной коробки;

УСПД;

сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче,

параметрировании:

электросчетчика,

УСПД, сервера.

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);

- один раз в сутки (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчик-тридцати минутный профиль нагрузки в двух направлениях,

журнал событий-не менее 35 суток;

- ИВКЭ-результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не

менее 35суток;

- Сервер АРМ ПС-результаты измерений, состояние объектов и средств

измерений-не менее 4 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Чара».

Комплектность

Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии(АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Чара» указана в таблице 5.

Таблица 5- Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП 59627-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ «Чара». Методика поверки»,утвержденному ФГУП «ВНИИМС»в ноябре 2014 г.

Перечень основных средств поверки:

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

- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011«ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

- средства измерений по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей».

- средства измерений по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

- счетчиков Альфа А1800 -в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счётчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д. И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;

- для УСПД RTU - 325 - по документу «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;

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

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы ссчетчиками системы и с ПО для работы с радио часами МИР РЧ-01.

Сведения о методах измерений

Метод измерений приведен в документе «Реконструкция Подстанции Чара 220/110/35/10 кВ. Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии. Паспорт-формуляр П2200306-068-01-ФСК-АУЭ.ФО»

Нормативные документы

Рекомендации к применению