Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ - "ПС 500 кВ Юрга" (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения информации по всем расчетным точкам учета и передачи ее в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС», ОАО «ФСК-ЕЭС» в рамках согласованного регламента.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.
Описание
АИИС состоит из измерительных каналов (далее ИК), включающих следующие средства измерений:
- измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001;
- измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001;
- многофункциональные счетчики электрической энергии.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- 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);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;
- 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, 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 выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД уровня, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). В СОЕВ входят средства измерений, обеспечивающие измерение времени, также учитываются временные характеристики (задержки) линий связи, которые используются при синхронизации времени.
Синхронизация времени производится с помощью GPS-приемника, принимающего сигналы глобальной системы позиционирования, входящего в комплект УССВ, подключаемого к УСПД. От УССВ синхронизируются внутренние часы УСПД, а от них - внутренние часы счетчиков, подключенных к УСПД. Уставка, при достижении которой происходит коррекция часов УСПД, составляет 1 с. Синхронизация внутренних часов счетчика с верхним уровнем АИИС КУЭ происходит при каждом обращении (каждый сеанс связи). ПО позволяет назначить время суток, в которое можно производить коррекцию времени. Рекомендуется для этой операции назначить время с 00:00 до 03:00 часов.
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.
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сут.
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ с указанием наименования ввода, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав ИК, номера регистрации средств измерений в Государственном реестре средств измерений представлен в таблице 1.
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 1. Таблица 1 - Состав измерительных каналов_
| № | Код | | Состав измерительного канала | Вид |
| ИИК п/п | НП АТС | Наименование объекта | Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | электро энергии |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| | | | ТФНД-1 ЮМ | НКФ-110-57У1 | EA02RAL-P4B-4 | |
| 1 | 422030001207102 | ОРУ-110 кВ, Юрга- Моховая (В-8) | кл.т 0,5 Ктг= 1000/1 Зав. № 7323 Зав. № 4223 Зав. № 6907 Зав. №4229 Зав. № 6887 Зав. № 7224 Г осреестр № 2793-71 | кл.т 0,5 Ктн = (110000/л/3)/( 100/V3) Зав. № 3305 Зав. №3121 Зав. №3321 Г осреестр № 1188-58 | кл. т 0,2S/0,5 Зав. №01050885 Госреестр № 16666-07 | активная реактивная |
| 2 | 422030001207901 | ОРУ-110 кВ, ОВ-1Ю | ТФЗМ 110Б-11У1 кл.т 0,5 Ктг = 2000/1 Зав. № 8395 Зав. № 8390 Зав. № 8405 Зав. № 8399 Зав. № 8428 Зав. № 8389 Г осреестр № 2793-71 | НКФ-110-57У1 кл. т 0,5 Ктн = (11 oooo/V3)/( 100/V3) Зав. № 3377 Зав. №3314 Зав. № 3369 Зав. № 3305 Зав. №3121 Зав. №3321 Г осреестр № 1188-58 | EA02RAL-P4B-4 кл. т 0,2S/0,5 Зав. №01050903 Г осреестр № 16666-07 | активная реактивная |
| | | | ТФЗМ 11 ОБ-II У1 | НКФ-110-57У1 | EA02RAL-P4B-4 | |
| 3 | 422030001207109 | ОРУ-110 кВ, Юрга-500-Проскоковская-1 | кл. т 0,5 Ктг =1000/1 Зав. № 8713 Зав. № 8730 Зав. № 8733 Г осреестр № 2793-71 | кл. т 0,5 Ктн = (11 оооо/л/з)/(1 оо/л/з) Зав. № 3377 Зав. №3314 Зав. № 3369 Госреестр № 1188-58 | кл. т 0,2S/0,5 Зав. №01090627 Госреестр № 16666-07 | активная реактивная |
| | | | ТФЗМ 11 ОБ-II У1 | НКФ-110-57У1 | EA02RAL-P4B-4 | |
| 4 | 422030001207110 | ОРУ-110 кВ, Юрга-500-Проскоковская-2 | кл.т 0,5 Ктг = 1000/1 Зав. № 8387 Зав. № 8397 Зав. № 8394 Г осреестр № 2793-71 | кл. т 0,5 Ктн = (110000/л/З)/(100/V3) Зав. № 3305 Зав. №3121 Зав. №3321 Госреестр № 1188-58 | кл. т 0,2S/0,5 Зав. №01090617 Г осреестр № 16666-07 | активная реактивная |
| | | | ТФЗМ 110Б-ИУ1 | НКФ-110-57У1 | EA02RAL-P4B-4 | |
| 5 | 422030001207104 | ОРУ-110 кВ, Разъезд-31-Юрга-500 | кл.т 0,5 Ктг = 1000/1 Зав. № 8745 Зав. № 8716 Зав. №8731 Госреестр № 2793-71 | кл. т 0,5 Ктн = (110000Л/3)/(100Л/3) Зав. № 3305 Зав. №3121 Зав. № 3321 Госреестр № 1188-58 | кл. т 0,2S/0,5 Зав. №01090615 Г осреестр № 16666-07 | активная реактивная |
| | | | ТФЗМ 110Б-ПУ1 | НКФ-110-57У1 | EA02RAL-P4B-4 | |
| 6 | 422030001207103 | ОРУ-110 кВ, Разъезд-54 -Юрга - 500 | кл. т 0,5 Ктг = 1000/1 Зав. № 6909 Зав. № 6664 Зав. № 6640 Госреестр № 2793-71 | кл. т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(1 оо/V3) Зав. № 3377 Зав. №>3314 Зав. № 3369 Г осреестр № 1188-58 | кл. t0,2S/0,5 Зав. №01090623 Г осреестр № 16666-07 | активная реактивная |
| | | | ТФЗМ 11 ОБ-II У1 | НКФ-110-57У1 | EA02RAL-P4B-4 | |
| 7 | ■ | ОРУ-110 кВ, Технониколь -Юрга - 500 | кл.т 0,5 Ктг = 1000/1 Зав. № 8725 Зав. № 8753 Зав. № 8748 Госреестр № 2793-71 | кл.т 0,5 Ктн = (110000/V3)/(1 oo/V3) Зав. Ха 3377 Зав. X» 3314 Зав. Ха 3369 Госреестр Ха 1188-58 | кл. т 0,2S/0,5 Зав. Xs 01090621 Г осреестр Ха 16666-07 | активная реактивная |
| | | | ТФЗМ 11 ОБ-II У1 | НКФ-110-57У1 | EA02RAL-P4B-4 | |
| 8 | 422030001207108 | ОРУ-110 кВ, Юрга-2 тяговая - Юрга - 500 | кл. т 0,5 Ктг =1000/1 Зав. Ха 8386 Зав. № 8398 Зав. № 8384 Госреестр Xs 2793-71 | кл.т 0,5 Ктн = (110000Л/3)/(100Л/3) Зав. Ха 3305 Зав. Ха 3121 Зав. Ха 3321 Госреестр Ха 1188-58 | кл. т 0,2S/0,5 Зав. Ха 01090622 Г осреестр Ха 16666-07 | активная реактивная |
| | | | ТФЗМ И ОБ-II У1 | НКФ-П0-57У1 | EA02RAL-P4B-4 | |
| 9 | 422030001207111 | ОРУ-110 кВ, Юргинская-Юрга - 500 -1 | кл. т0,5 Ктг = 1000/1 Зав. Xs 1089 Зав. Ха 1085 Зав. Ха 1014 Зав. Ха 1108 Зав. Xs 1095 Зав. Ха 1099 Г осреестр Xs 2793-71 | кл. т 0,5 Ктн = (110000Л/3)/(100Л/3) Зав. Ха 3377 Зав. Ха 3314 Зав. Ха 3369 Г осреестр X» 1188-58 | кл. т 0,2S/0,5 Зав. Ха 01090619 Г осреестр Ха 16666-07 | активная реактивная |
| | | | ТФЗМ 110Б-ИУ1 | НКФ-110-57У1 | EA02RAL-P4B-4 | |
| 10 | 422030001207106 | ОРУ-110 кВ, Юргинская-Юрга-500 -2 | кл.т 0,5 Ктг =1000/1 Зав. Xs 8388 Зав. Ха 8393 Зав. Ха 8385 Г осреестр Ха 2793-71 | кл. т0,5 Ктн = (110000/V3)/( 100/V3) Зав. Ха 3305 Зав. Ха 3121 Зав. Ха 3321 Г осреестр Ха 1188-58 | кл. т 0,2S/0,5 Зав. Ха 01090613 Г осреестр Ха 16666-07 | активная реактивная |
| | | | | | EA02RAL-P3B-4 | |
| | г~- о | Ввод 110 кВ АТ-2-250 | | | кл. т 0,2S/0,5 Зав. Ха 01050878 | активная реактивная |
| 11 | о о о о (Ч | | | | Г осреестр Ха 16666-07 |
| | | | | | EA02RAL-P3B-4 | |
| | 40 о г о | Ввод 110 кВ АТ-1-250 | | | кл. t0,2S/0,5 Зав. Ха 01050883 | активная реактивная |
| 12 | CN О о о СП О (S | | | | Г осреестр Ха 16666-07 |
Таблица 2 - Метрологические характеристики ИИК (активная энергия)
| Границы допускаемой относительной погрешности измерения энергии в рабочих условиях эксплуатации АИ | активной электрической ИСКУЭ |
| Номер ИИК | cosq> | 8l<2)%, 1112!' 1 юм< I 5 % | 65 %, Is °/S 1 изм< 120 % | §20 %, I 20U/S 1изм< I 100 % | 5l0()%, IlOO "/S I изм< I 120 % |
| 1-10 (ТТ 03; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 1,0 | - | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 |
| 0,9 | - | ±2,4 | ±1,4 | ±1,2 |
| 0,8 | - | ±2,9 | ±1,7 | ±1,4 |
| 0,7 | - | ±3,6 | ±2,0 | ±1,6 |
| 0,5 | - | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 |
| Границы допускаемой относительной погрешности измерения р энергии в рабочих условиях эксплуатации АИ | •еактивной электрической ИСКУЭ |
| Номер ИИК | coscp | Sl(2)%, 11(2)^ 1 нзы< 15 % | §5%, 1изи< 1го% | 820%, 1 20%^ 1изм< 1100 % | 8100%, Il00%^ 1|ВИ< 1120% |
| 1-10 (ТТ0,5;ТН0,5;Сч0,5) | 0,9 | - | ±7,1 | ±3,9 | ±2,9 |
| 0,8 | - | ±4,5 | ±2,5 | ±1,9 |
| 0,7 | - | ±3,7 | ±2,1 | ±1,7 |
| 0,5 | - | ±2,7 | ±1,6 | ±1,3 |
Примечания:
1. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение питающей сети: напряжение (0,98...1,02)-Uhom, ток (1 + 1,2)-Ihom, cos(p=0,9 инд;
• температура окружающей среды (20±5) ЧС.
4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение питающей сети (0,9... 1, 1)-Uhom, сила тока (0,01... 1,2)-1ном;
• температура окружающей среды:
- счетчики электроэнергии «ЕвроАльфа» от минус 40 °С до плюс 70 £С;
- УСПД от плюс 5 до плюс 35 °С;
- трансформаторы тока по ГОСТ 7746;
- трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983.
5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии, по ГОСТ Р 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии;
6. 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.
7. Информационно-измерительные каналы №№ 11, 12 не нормируются в связи с отсутствием информации о трансформаторах тока и трансформаторах напряжения.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
• счетчик электроэнергии "ЕвроАЛЬФА" - среднее время наработки на отказ не менее 80000 часов;
• УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
• для счетчика Тв < 2 часа;
• для сервера Тв < 1 час;
• для УСПД Тв < 1 час;
• для компьютера АРМ Тв < 1 час;
• 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 счетчиков защищены механическими пломбами;
• наличие защиты на программном уровне — возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД, 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:
• счетчики электроэнергии "ЕвроАЛЬФА" - до 5 лет при температуре 25 °С;
• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.
МЕСТО И СПОСОБ НАНЕСЕНИЯ ЗНАКА УТВЕРЖДЕНИЯ ТИПА
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС 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 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ - "ПС 500 кВ Юрга». Методика поверки». МП-955/446-2010 утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в ноябре 2010 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ-по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- Счетчик "ЕвроАЛЬФА" - в соответствии с документом «ГСИ. Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки».
УСПД RTU-325 - в соответствии с документом ДЯИМ.466453.005 МП утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС».
- 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 - 40.. ,+60°С, цена деления 1°С.
Межповерочный интервал - 4 года.
СВЕДЕНИЯ О МЕТОДИКАХ (МЕТОДАХ) ИЗМЕРЕНИЙ
Измерения производятся в соответствии с документом: «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ -"ПС 500 кВ Юрга"».
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 Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
7. ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
8. МИ 2999-2006 «Рекомендация. ГЦИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Рекомендации по составлению описания типа».
