Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности АИИС КУЭ ПС 220/20 кВ "Никулино"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности АИИС КУЭ ПС 220/20 кВ «Никулино», заводской № 54-06-01-ЭМ-33 (далее - АИИС КУЭ или система), предназначена для измерений и коммерческого (технического) учёта электрической энергии и мощности, а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации об энергоснабжении. В частности, АИИС КУЭ предназначена для использования в составе многоуровневых автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электроэнергии и мощности.

Область применения АИИС КУЭ - коммерческий учет электроэнергии и мощности на объектах ОАО «Энергокомплекс».

Описание

Принцип действия АИИС КУЭ основан на преобразовании измерительной информации (в цифровых кодах) в соответствующие им значения физических величин, а также вычисления на их основе значений контролируемых параметров.

Система состоит из двух уровней:

- первый уровень - уровень измерительных компонентов, - информационноизмерительный комплекс точки измерений (далее - ИИК), включает в себя измерительные трансформаторы тока и трансформаторы напряжения, вторичные измерительные цепи, счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 Для дистанционного съема и передачи информации на вышестоящий уровень используются выделенная линия связи (интерфейс RS-485) (9600 бит/с, коэффициент готовности не менее 0,95).

- второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), состоящий из устройства сбора, обработки и передачи данных (УСПД), каналов сбора данных со счетчиков электрической энергии и коммуникационной аппаратуры. На этом уровне расположено УСПД RTU-325 имеющее в своем составе модули обмена информацией с соответствующими счетчиками, а также автоматизированное рабочее место (АРМ). УСПД автоматически производит опрос подключенных счетчиков, обработку информации и передачу данных на информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ ОАО «Энергокомплекс» и верхний уровень ЦСОИ Центральных э/с ОАО «МОЭСК».

Измерительная информация с трансформаторов тока и напряжения поступает на счётчики электроэнергии, которые измеряют мгновенные значения величин, пропорциональные фазным

токам и напряжениям. Далее счётчиками вычисляются расход электрической энергии и параметры питающей электрической сети. Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 минут. Поэтому электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.

Передача данных на АРМ осуществляется по сети Ethernet (10 Мбит/с, коэффициент готовности не менее 0,95).

В качестве основного и резервного каналов связи с ИВК АИИС КУЭ ОАО «Энергокомплекс» и ЦСОИ Центральных э/с ОАО «МОЭСК» используется волоконнооптическая линия связи. Данные каналы связи обеспечивают скорость передачи данных не ниже 64 кбит/с и коэффициент готовности не менее 0,95.

В качестве дополнительного резервного канала связи используется - GSM-сеть с применением сотового модема Siemens MC35i. Дополнительный резервный канал связи обеспечивает скорость передачи не менее 9600 бит/с с коэффициентом готовности не менее 0,95.

АРМ - Сервер с ПО «Альфа-Центр» осуществляет сбор данных коммерческого учета, ведение базы данных АИИС КУЭ и долговременное хранение требуемой информации.

Система обеспечения единого времени (СОЕВ) сформирована на всех уровнях иерархии.

СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, и обеспечивает автоматическую синхронизацию и коррекцию времени с погрешностью не более ± 5,0 с/сутки. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.

В состав СОЕВ входят средства измерений времени (таймеры счетчиков и УСПД, У СВ), и учитываются временные характеристики (задержки) в линиях связи между ними, которые используются при синхронизации и коррекции времени.

В АИИС КУЭ синхронизация времени производится от эталона, в качестве которого выступает глобальная система позиционирования (GPS). В качестве приемника сигналов GPS о точном астрономическом времени используется, не реже одного раза в сутки, устройство синхронизации времени УСВ-1-01, установленное в ИВК АИИС КУЭ ОАО «Энергокомплекс».

Допустимое время рассогласования УСПД и эталона ±2 с, период синхронизации времени УСПД и эталона 1 раз в час. Сличение времени счетчиков СЭТ-4ТМ.03 со временем УСПД один раз в полчаса (при каждом измерительном опросе) и при каждом дополнительном (внештатном) измерительном опросе. Допускаемое рассогласование времени счетчика электрической энергии и УСПД не более ± 2 с.

Перечень функций выполняемых АИИС КУЭ:

- периодический (1 раз в 30 минут, 1 раз в час, 1 раз в сутки и 1 раз в месяц) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин), сбор усредненных (30-минутных) активных и реактивных мощностей, сбор данных о состоянии средств измерений;

- выполнение измерений токов, напряжений, коэффициентов мощности;

- по запросу автоматизированное предоставление привязанных к единому календарному времени измерений токов и напряжений;

- формирование отчетов;

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ в объеме, установленном техническим заданием;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ в объеме, установленном настоящим документом;

- автоматическое ведение системы обеспечения единого времени (СОЕВ) в АИИС КУЭ (синхронизация и коррекция времени);

- перезапуск АИИС КУЭ;

- автоматическое ведение архивов показаний счетчиков в заданное время (фиксация один раз в сутки);

- выдача по запросу пользователей системы текущих показаний счетчиков.

АИИС КУЭ включает 46 ИИК. Состав и характеристики ИИК приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Перечень и состав ИК, входящих в АИИС КУЭ

Таблица 2 - Тип и номер Государственного реестра средств измерений

Количество ИИК

Погрешность системного времени, c/сут., не более

Режим работы                                               непрерывный

Параметры электропитания от сети переменного тока:

- напряжение, В

- частота, Гц

Средняя наработка на отказ, ч

Срок службы, лет

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерениях активной (дР~) (реактивной (<5G)) электроэнергии и мощности в рабочих условиях применения при cos ф = 0,8 и доверительной вероятности 0,95 приведены в таблице 3 и 4.

Таблица 3

Таблица 4

Примечания

1 Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая).

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

3 Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

- параметры сети: напряжение (от 0,98 до l,02)U ном; ток (от 1 до 1,2) 1ном; cos ср- 0,8 инд

- температура окружающей среды (20±5) °C.

4Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

- параметры сети напряжение (от 0,9 до 1,1)Uhom, ток (от 0,05 до 1,2) Ihom, cos(p- 0,8 инд

- допускаемая температура окружающей среды для сервера АРМ от 10 до 40 °C, для счетчиков электроэнергии от минус 40 °C до плюс 60 °C, для УСПД RTU-325L от минус 10 до плюс 55 °C;

- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746;

- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983;

- время восстановления АИИС КУЭ, ч., не более                                 24

5 ТТ по ГОСТ 7746, TH по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

6 Допускается замена ТТ, TH и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 5 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Энергокомплекс» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- электросчетчик — среднее время наработки на отказ не менее Т = 90 000 часов, среднее время восстановления работоспособности не более 2 часов;

- УСПД RTU-325L - среднее время наработки на отказ не менее 100 000 часов, среднее время восстановления работоспособности не более 6 часов;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 25 000 часов, среднее время восстановления работоспособности tB = 1 ч.

Надежность системных решений:

- питания УСПД через источник бесперебойного питания, который предохраняет цепи питания от перенапряжений и высокочастотных помех;

- питание ИВКЭ и технических средств ЦСОИ с помощью источников бесперебойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи.

Регистрация событий:

- в журнале событий счетчика:

1) параметрирования;

2) пропадания напряжения;

3) коррекция времени в счетчике;

- журнал УСПД:

1) параметрирования;

2) пропадания напряжения;

3) коррекция времени в счетчике.

Защищенность применяемых компонентов:

- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

1) электросчетчика;

2) промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

3) испытательной коробки;

4) УСПД;

5) Сервера;

- наличие защиты на программном уровне:

1) результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);

2) установка пароля на счетчик;

3) установка пароля на УСПД;

4) установка пароля на сервере АРМ.

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - формирует два независимых массива профиля мощности с программируемым временем интегрирования от 1 до 60 минут для активной и реактивной мощности прямого и обратного направления. Глубина хранения каждого массива профиля мощности при времени интегрирования 30 минут составляет 3,7 месяца; при отключении питания не менее 1 года;

- УСПД RTU-325L - обеспечивает хранение по каждому каналу суточных данных о 30-ти минутных приращениях энергопотребления и энергопотребление за месяц на глубину до 100 суток (функция автоматизированна), сохранение информации при отключении питания не менее 5 лет;

- ИВКЭ - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений не менее 3 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ ПС 220/20 кВ «Никулино».

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ ПС 220/20 кВ «Никулино» определена в проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая и эксплуатационная документация на систему и комплектующие элементы.

Поверка

Поверка проводится в соответствии с документом «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности АИИС КУЭ ПС 220/20 кВ «Никулино». Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ “Тест ПЭ” 14 декабря 2009 г.

Средства поверки:

- термогигрометр ИВА-6-ЗТ, от минус 40 до плюс 60 °C, от 0 до 98 % относительной влажности., погрешность измерения температуры не более ±1 °C;

- частотомер электронно-счетный 43-83, диапазон измерений частот от 47 до 53 Гц, пределы допускаемой относительной погрешности по частоте 0,05 %;

- вольтметр Э545 по ТУ 25-0414.(ЗПД.363.008)-88, диапазон измерений до 300 В, класс точности 0,5;

- секундомер СОСпр-1в, Диапазон измерений от 0 до 30 мин, цена деления 0,1 с;

- вольтамперфазометр Парма ВАФ-А, ТУ 4221-006-31920409-2004;

- радиочасы МИР Р4-01, ТУ 4042-001-51648151-2003;

- по нормативной документации на измерительные компоненты:

- УСПД RTU-325L - поверка производится в соответствии методикой поверки «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. ДЯИМ.466453.005 МП.

- счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ;

- трансформаторы тока - по ГОСТ 8.217-2003;

JinVI

всего листов 10

- трансформаторы напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88.

Межповерочный интервал - 4 года.

Нормативные документы

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

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

ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия

ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

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

ГОСТ 26035-83 Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия.

ГОСТ 30206-94 Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2 S и 0,5 S).

ГОСТ Р 52320-2005 (МЭК 62052-11:2003) Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Общие требования. Испытания и условия испытаний. Часть И. Счетчики электрической энергии.

ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003) Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5 S.

МИ 2999-2006 «Рекомендация. ГЦИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Рекомендации по составлению описания типа».

Техническая документация № ЕЛВК.424347.0871 на систему автоматизированную информационно-измерительную для коммерческого учета коммерческого учета электроэнергии и мощности АИИС КУЭ ПС 220/20 кВ «Никулино».

Заключение

Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности АИИС КУЭ ПС 220/20 кВ «Никулино», утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственным поверочным схемам.