Канал измерительно-информационный системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПС 110 кВ Озинская. 1ФПГ-10 кВ ПС 110 кВ Озинская

Назначение

Канал измерительно-информационный системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии ПС 110 кВ Озинская. 1ФПГ-10 кВ

ПС 110 кВ Озинская. (далее по тексту - ИИК) предназначен для измерения активной и реактивной электроэнергии в составе системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Саратовэнерго» (Регистрационный № 56004-13).

Описание

ИИК состоит из трех уровней:

Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту -ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчик активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - Сч или Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включает в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) «ЭКОМ-3000» (Регистрационный № 17049-14), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер сбора данных (ССД) ОАО «Саратовэнерго», сервер базы данных (СБД) ОАО «Саратовэнерго», автоматизированные рабочие места (АРМ), устройство синхронизации времени УСВ-3 (Регистрационный № 51644-12), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

ИИК решает следующие задачи:

- периодически (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 минут) с УСПД и счетчика;

- периодически (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений с УСПД и счетчика;

- периодически (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (пропадание напряжения, коррекция даты, и системного времени) с УСПД и счетчика;

- передачу результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии в рамках регламента ОРЭМ;

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

- диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств ИИК;

- конфигурирование и настройку параметров ИИК;

- ведение системы единого времени в ИИК;

- хранение, не менее 3,5 лет, 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;

- передачу результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительный вход 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, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выхода счетчика при помощи технических средств приема-передачи данных, по запросу УСПД, автоматически (один раз в 30 минут), по проводным линиям связи RS-485 поступает на вход УСПД, где происходит сбор результатов измерений со счетчика и информации о состоянии средств измерений.

ССД ОАО «Саратовэнерго» при помощи ПО «Альфа ЦЕНТР» с периодичностью один раз в сутки по GSM-каналу опрашивает УСПД и считывает 30-минутные профили счетчика за сутки и журнал событий. ССД ОАО «Саратовэнерго» осуществляет вычисление значений электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. Данные записываются в базу данных СБД ОАО «Саратовэнерго».

Доступ к информации, хранящейся в базе данных серверов, осуществляется с АРМ операторов АИИС КУЭ ОАО «Саратовэнерго».

Один раз в сутки СБД ОАО «Саратовэнерго» формирует файл отчета с результатами измерений при помощи ПО «Энфорс АСКУЭ», в XML формате макета 80020 и предает его в систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии Единой национальной электрической сети (далее по тексту -АИИС КУЭ ЕНЭС) (Регистрационный № 59086-14), в интегрированную автоматическую систему управления коммерческим учетом (далее по тексту - ИАСУ КУ) АО «АТС», филиалам ПАО «СО ЕЭС» и другим субъектам ОРЭМ, заинтересованным в получении результатов измерений через глобальную компьютерную сеть Internet.

Каналы связи не вносят дополнительной погрешности в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчика до УСПД, ССД, СБД и АИИС КУЭ ЕНЕС, поскольку используется цифровой метод передачи данных.

ИИК оснащен системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ ИИК выполняет законченную функцию измерений времени на всех уровнях ИИК.

В СОЕВ входят часы счетчика, УСПД, ССД ОАО «Саратовэнерго». В качестве устройства синхронизации времени ССД ОАО «Саратовэнерго» используется УСВ-3.

С равнение показаний часов ССД ОАО «Саратовэнерго» и УСВ-3 происходит непрерывно. Синхронизация часов ССД ОАО «Саратовэнерго» и УСВ-3 осуществляется независимо от показаний часов ССД ОАО «Саратовэнерго» и УСВ-3.

Сравнение показаний часов УСПД и ССД ОАО «Саратовэнерго» происходит при каждом обращении к УСПД, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов УСПД и ССД ОАО «Саратовэнерго» осуществляется независимо от показаний часов ССД ОАО «Саратовэнерго» и УСПД.

Сравнение показаний часов счетчика и УСПД происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация часов УСПД и счетчика осуществляется независимо от показаний часов счетчика и УСПД.

Программное обеспечение

Идентификационные данные метрологически значимой части ПО представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО.

Продолжение таблицы 1

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав ИИК приведен в таблице 2.

Метрологические характеристики ИИК приведены в таблице 3.

Таблица 2 - Состав ИИК

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК

Ход часов компонентов ИИК не превышает ±5 с/сут.

Примечания:

1. Погрешность измерений 51(2)%P и 5i(2)%q для cos9=1,0 нормируется от 11%, а погрешность измерений 51(2)%Р и Si(2)%q для cosc 1.0 нормируется от I2%.

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

3. В качестве характеристик погрешности ИИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при доверительной вероятности. равной 0.95.

4. Нормальные условия эксплуатации компонентов ИИК:

- напряжение от 0,98^Uhom до 1,02^Uhom;

- сила тока от 1ном до 1,2^Ihom, cos9=0,9 инд;

- температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С.

5. Рабочие условия эксплуатации компонентов ИИК:

- напряжение переменного тока питающей сети 0,9^Uhom до 1,1-Uhom,

- сила переменного тока от 0,0Ь1ном до 1,2 • Ihom;

температура окружающей среды:

- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С до плюс 35 °С;

- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005; в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005;

7. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчика электроэнергии, УСПД и УСВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке.

Параметры надежности применяемых в ИИК измерительных компонентов:

- счетчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 75000 часов;

- УСВ-3 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

- для счетчика Тв < 2 часов;

- для УСПД Тв < 2 часа;

- для сервера Тв < 1 час;

- для компьютера АРМ Тв < 1 час;

- для модема Тв < 1 час.

Защита технических и программных средств ИИК от несанкционированного доступа:

- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

- панели подключения  к электрическим  интерфейсам счетчиков  защищены

механическими пломбами;

- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых

паролей на счетчиках, УСПД, УСВ, сервере, АРМ;

- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

- 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);

- сервере (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- счетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 114 суток (3,7 месяца); при отключении питания - до 12 лет;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу -не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

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

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта-формуляра ИИК типографским способом.

Комплектность

Комплектность ИИК приведена в таблице 4

Таблица 4 - Комплектность ИИК

Поверка

осуществляется по документу РТ-МП-4125-500-2017   «ГСИ. Канал измерительноинформационный    системы    автоматизированной    информационно-измерительной

коммерческого учета электроэнергии ПС 110 кВ Озинская. 1ФПГ-10 кВ ПС 110 кВ Озинская. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 17 января 2017 года.

Основные средства поверки:

- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.;

- УСПД ЭКОМ-3000 - по методике поверки ПБКМ. 421459.003 МП, утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2009 г.;

- УСВ-3 - по методике поверки 240 00.000МП утверждённой ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2012 г.

Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Регистрационный № 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 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

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

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе: 0621/1-16.МИ «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием канала измерительно -информационного     автоматизированной     информационно-измерительной     системы

коммерческого учета электроэнергии ПС 110 кВ Озинская. 1ФПГ-10 кВ ПС 110 кВ Озинская».

Нормативные документы

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

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

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