Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) филиала «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, хранения и обработки полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов. В частности, АИИС КУЭ предназначена для использования в составе многоуровневых автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) на оптовом рынке электрической энергии (мощности).
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).
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 и 0,5S по ГОСТ 7746, напряжения (TH) классов точности 0,5 по ГОСТ 1983, счётчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.02 класса точности 0,5S по ГОСТ 30206 и ГОСТ Р 52323 для активной электроэнергии и 1,0 по ГОСТ 26035 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1 (7 измерительных каналов).
2-й уровень - устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе «СИКОН С70» и «СИКОН С1».
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, ИВК «ИКМ-Пирамида», сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).
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 и напряжения электрического тока 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 интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по коммутируемым телефонным линиям или сотовой связи через интернет-провайдера.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК (сервера БД). АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени на основе приемника GPS сигналов точного времени УСВ-1. Время ИВК «ИКМ ПИРАМИДА» синхронизировано с временем УСВ-1, синхронизация осуществляется один раз в час, вне зависимости от наличия расхождения. Время УСПД синхронизируется с ИВК «ИКМ ПИРАМИДА», синхронизация осуществляется один раз в сутки, вне зависимости от наличия расхождения. Сличение времени счетчиков с временем УСПД производится один раз в 30 минут. Корректировка времени осуществляется при расхождении времени счетчиков с временем УСПД на величину ±2 с. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 1.
Таблица 1. Метрологические характеристики ИК
| Номер точки измерений и наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | TH | Счетчик | УСПД | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| ПС №3 Белев | СИКОН С70 Зав.№ 4382 | Активная, реактивная | ± 1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,2 |
| 1 | ВЛ-3 5 кВ «Белев-Ульяново» | ТФН-35М Кл.т. 0,5 150/5 Зав.№ 0002 Зав.№ 17608 Зав.№0001 | 3HOM-35 Кл.т. 0,5 35000:л/3/100:<3 Зав.№ 1185622 Зав.№ 1186032 Зав.№ 1186031 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав.№ 0108070833 |
| ПС №27 Иваньково | СИКОН С1 Зав.№ 1404 | Активная, реактивная | ± 1,2 ±2,8 | |
| 2 | ВЛ-35кВ «Кашира-Иваньково» | ТФЗМ-35Б Кл.т. 0,5S 100/5 Зав.№ 35993 Зав.№ 35992 Зав.№ 35847 | НАМИ-35 Кл.т. 0,5 35000/100 Зав.№ 235 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав.№ 09042210 | ±3,4 ±6,2 |
| ПС №56 Мордвес | СИКОН С1 Зав.№ 1369 | Активная, реактивная | ± 1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,2 |
| 3 | ВЛ-110кВ «Кашира-Мордвес» | ТРГ-110 Кл.т. 0,5 600/5 Зав.№ 438 Зав.№ 436 Зав.№ 437 | НКФ-110 Кл.т. 0,5 110000:^3/100:>/3 Зав.№ 1042416 Зав.№ 1042374 Зав.№ 1042475 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав.№ 07049122 |
| ПС №75 Ясногорск | СИКОН С1 Зав.№ 1374 |
| 4 | ВЛ-110кВ «Пятницкое-Ясногорск» | TG 145N Кл.т. 0,5 200/5 Зав.№ 03087 Зав.№ 03086 Зав.№ 03088 | НКФ-110 Кл.т. 0,5 110000:>/3/100:V3 Зав.№ 662950 Зав.№ 662955 Зав.№ 858787 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав.№ 10040084 |
| ПС №146 Гремячее | СИКОН С1 Зав.№ 986 |
| 5 | ВЛ-110кВ «Виленки-Гремячее» | ГФНД-ПОМ ТФЗМ-ПОБ Кл.т. 0,5 600/5 Зав.№2221 Зав.№ 22208 Зав.№ 5465 | НКФ-110 Кл.т. 0,5 1 1ООООа/3/1ОО:>/3 Зав.№ 16795 Зав.№ 16800 Зав.№ 16746 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав.№ 09049028 |
Продолжение таблицы 1
| Номер точки измерений и наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | TH | Счетчик | УСПД | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| ПС №1 Зубово | СИКОН С1 Зав.№ 1370 | Активная, реактивная | ± 1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,2 |
| 6 | ВЛ-110кВ «Зубово-Г орлово» №1 | ВСТ Кл.т. 0,5 400/5 Зав.№ 941А180-01 Зав.№ 941А180-02 Зав.№ 941А180-03 | НКФ-110 Кл.т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав.№ 11342 Зав.№ 14329 Зав.№ 11560 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав.№ 12043199 |
| 7 | ВЛ-110кВ «Зубово-Г орлово» №2 | ВСТ Кл.т. 0,5 400/5 Зав.№ 941А0247-01 Зав.№ 941А0247-02 Зав.№ 941А0247-03 | НКФ-110 Кл.т. 0,5 110000:>/3/100:<3 Зав.№ 11342 Зав.№ 14329 Зав.№ 11560 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/l,0 Зав.№ 0108078895 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия:
параметры сети: напряжение (0,98 + 1,02) Ином; ток (1 ± 1,2) Ihom, cos<p = 0,9 инд.;
падение напряжения в линии соединения счетчика с TH не более 0,25%;
температура окружающей среды (20 ± 5) °C.
4. Рабочие условия:
параметры сети:
напряжение (0,9 -г- 1,1) Uhom; ток (0,05± 1,2) Ihom и ток (0,05±1,2) 1ном; 0,5 инд.<созф<0,8 емк.
допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 70°С, для счетчиков от минус 40 до + 55С; для УСПД от минус 10 до +50 °C, для сервера от +15 до +35 °C;
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos<p = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °C до +40 °C;
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206 и ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 2 ч;
- УСПД «СИКОН С70», «СИКОН С1», «ИКМ ПИРАМИДА» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 2 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии 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;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- 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);
- сбора - 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД «СИКОН С70», «СИКОН С1» - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - 45 суток; сохранение информации при отключении питания - 3 года.
- ИВК «ИКМ ПИРАМИДА» - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 3,5 года.
Знак утверждения типа
Чияк vTRen-жпения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ филиала «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» 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 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) филиала «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья». Измерительные каналы. Методика поверки», согласованным с ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2008 года.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ-по ГОСТ 8.217-2003;
- TH - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- Счетчик СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки «Счетчик электрической энергии
многофункциональный СЭТ-4ТМ.03. Методика поверки» ИЛГШ.411152.124 РЭ1;
Счетчик СЭТ-4ТМ.02 - по методике поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.02. Методика поверки» ИЛГШ.411152.087 РЭ1;
- УСПД «СИКОН С1» - по методике поверки «Сетевой индустриальный контроллер «СИКОН С1». Методика поверки ВЛСТ.235.00.000 И1»;
- УСПД «СИКОН С70» - по методике поверки «Сетевой индустриальный контроллер «СИКОН С70». Методика поверки ВЛСТ.220.00.000 И1»;
- ИВК «ИКМ ПИРАМИДА» - по методике поверки «Комплексы информационновычислительные «ИКМ ПИРАМИДА». Методика поверки» ВЛСТ.230.00.000.И1.
Приемник сигналов точного времени.
Межповерочный интервал - 4 года.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
Заключение
Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) филиала «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственной поверочной схеме.
