Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности подстанции «Восточная» Северо-восточное ПО филиала ОАО «МРСК Волги» - «Саратовские распределительные сети» (АПИС КУЭ ПС Восточная) предназначена для измерений количества активной и реактивной электрической энергии и электрической мощности, потребляемой и передаваемой подстанцией «Восточная», с привязкой к единому календарному времени, а также для отображения, хранения, обработки и передачи полученной измерительной информации.
Область применения - организация автоматизированного коммерческого учета и контроля распределения и потребления электрической энергии и мощности, и определение с заданной точностью учетных показателей, используемых в финансовых расчетах на оптовом рынке электроэнергии.
Описание
АПИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, включающую в себя 23 измерительных канала (ИК).
Принцип действия системы состоит в измерении электрической энергии по каждому ИК при помощи счетчиков с трансформаторным включением и последующей автоматизированной обработкой результатов измерений. Измерение средней мощности основано на измерении электрической энергии на заданном интервале времени.
АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:
• измерение активной электрической энергии и реактивной электрической энергии (интегрированной реактивной мощности) нарастающим итогом;
• измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
• автоматизированный сбор (периодический и/или по запросу) измеренных данных о приращениях электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин) и привязкой к единому календарному времени;
• хранение информации об измеренных величинах в специализированной защищенной базе данных;
• автоматизированную передачу результатов измерений, состояния объектов и средств измерений на вышестоящие уровни, в организации-участники оптового рынка электроэнергии;
• предоставление по запросу доступа к результатам измерений, состояниям объектов и средств измерений;
• защиту технических и программных средств и информационного обеспечения (данных) от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
• автоматизированную регистрацию и мониторинг событий (событий счетчиков, регламентных действий персонала, нарушений в системе информационной защиты и др.);
• конфигурирование и настройку параметров системы;
• ведение единого системного времени.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
- уровень точки учета (нижний уровень), который состоит из 23 информационноизмерительных комплексов (ИИК) и включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) и напряжения (TH), вторичные измерительные цепи, электронные счетчики активной и реактивной электрической энергии;
- уровень ИВКЭ (измерительно-вычислительный комплекс электроустановки), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру;
- верхний уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) - содержит сервер базы данных и технические средства приема-передачи данных в ИАСУ КУ ОАО «АТС», а также в ОАО «МРСК Волги».
Первичные токи и напряжения в присоединениях преобразуются измерительными трансформаторами тока и напряжения в аналоговые сигналы низкого уровня и по проводным линиям связи поступают на входы счетчиков электрической энергии. В АИИС КУЭ ПС Восточная применены счетчики типа СЭТ-4ТМ. Счетчик хранит в памяти накопленные значения энергии и профили нагрузки на заданных интервалах (30 мин).
Среднюю активную (реактивную) электрическую мощность вычисляют как усредненное значение мощности на заданном интервале времени (30 мин).
Сигналы в цифровой форме с выходов счетчиков по каналу связи RS-485 поступают на входы УСПД, где осуществляется сбор, хранение и первичная обработка измерительной информации, ее накопление и передача на верхний уровень системы.
На верхнем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование справочных и отчетных документов.
В системе использованы технические решения и комплекс аппаратно-программных средств ООО «Прософт-Системы» (УСПД Эком-3000, программное обеспечение “Энергомонитор”).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования GPS. Синхронизация времени осуществляется в ИВКЭ по сигналам точного времени, принимаемым через GPS-приемник, входящего в состав УСПД «ЭКОМ-ЗООО». GPS-приемник считывает единое астрономическое время по Гринвичу. В УСПД используется программа, корректирующая полученное время согласно часовому поясу. Время УСПД синхронизировано с временем GPS-приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. УСПД осуществляет коррекцию времени сервера ИВК и счетчиков ИИК. Сличение времени сервера ИВК с временем УСПД ИВКЭ осуществляется каждые 30 мин, корректировка времени - при расхождении времени сервера и УСПД на 2 с. Сличение времени счетчиков ИИК с временем УСПД осуществляется каждые 30 мин, корректировка времени - 1 раз в сутки при расхождении с временем УСПД на 3 с. При длительном нарушении работы канала связи ИВКЭ - ИИК время счетчиков корректируется от переносного инженерного пульта при снятии показаний через оптический порт счетчика.
Технические характеристики
Перечень измерительных каналов АИИС КУЭ с указанием измерительных компонентов и их характеристик представлен в таблице 1. Сведения о количестве измерительных компонентов и их номера по Государственному реестру СИ приведены в таблице 2. Метрологические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 1 - Перечень измерительных каналов системы
| № ИК | Наименование присоединения | ТТ | Зав. № ТТ | TH | Зав. № TH | Счетчик |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | Ввод 10 кВ Т1 | ТПОЛ-Ю(х2) 1500/5 Кл.т. 0,5 | 21616 7208 | НАМИ-10-95 10000/100 Кл.т. 0,5 | 50 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/l,0 №0107068027 |
| 2 | Ввод 10 кВ Т2 | ТПОЛ-Ю(х2) 600/5 Кл.т. 0,5 | 4583 5132 | НАМИ-10-95 10000/100 Кл.т. 0,5 | 65 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/l,0 №0107066071 |
| 3 | КЛ 10 кВ фидер №1001 | ТПЛМ-10 ТПЛ-Ю-М 400/5 Кл.т. 0,5 | 76730 4282 | Из состава канала 1 | | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/l,0 №0106063043 |
| 4 | КЛ 10 кВ фидер №1002 | ТПЛМ-10 (х2) 150/5 Кл.т. 0,5 | 64344 67773 | Из состава канала 1 | | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/1,0 №0107066058 |
| 5 | КЛ 10 кВ фидер №1003 | ТПЛМ-10 (х2) 400/5 Кл.т. 0,5 | 97989 88364 | Из состава канала 1 | | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/l,0 №0107066060 |
| 6 | КЛ 10 кВ фидер №1004 | ТОЛ-10 ТПЛ-Ю-М 300/5 Кл.т. 0,5 | 46501 2189 | Из состава канала 1 | | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/l,0 №0107066044 |
| 7 | КЛ 10 кВ фидер №1005 | ТОЛ-10-1 (х2) 600/5 Кл.т. 0,5 | 41227 41638 | Из состава канала 1 | | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/l,0 №0108062225 |
| 8 | КЛ 10 кВ фидер №1006 | ТПЛМ-10 (х2) 300/5 Кл.т. 0,5 | 00422 83731 | Из состава канала 1 | | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/l,0 №0106060143 |
| 9 | КЛ 10 кВ фидер №1007 | ТПЛМ-10 (х2) 400/5 Кл.т. 0,5 | 88304 88305 | Из состава канала 1 | | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/l,0 №0106062040 |
| 10 | КЛ 10 кВ фидер №1008 | ТПЛМ-10 (х2) 200/5 Кл.т. 0,5 | 88042 86957 | Из состава канала 1 | | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/l,0 № 0106063156 |
| И | КЛ 10 кВ фидер №1009 | ТЛК-10(х2) 400/5 Кл.т. 0,5 | 2558 2315 | Из состава канала 1 | | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/l,0 №0106063082 |
| 12 | КЛ 10 кВ фидер №1010 | ТПОЛ-Ю(х2) 600/5 Кл.т. 0,5 | 12981 18467 | Из состава канала 1 | | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/l,0 № 0106063054 |
| 13 | КЛ 10 кВ фидер №1011 | ТПЛМ-10 (х2) 200/5 Кл.т. 0,5 | 48894 47019 | Из состава канала 2 | | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/l,0 №0107064202 |
| 14 | КЛ 10 кВ фидер №1012 | ТПОЛ-10(х2) 600/5 Кл.т. 0,5 | 3565 385 | Из состава канала 2 | | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/l,0 №0106063096 |
| 15 | КЛ 10 кВ фидер №1013 | ТПОЛ-Ю(х2) 600/5 Кл.т. 0,5 | 2856 3034 | Из состава канала 2 | | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/l,0 №0106063006 |
Окончание таблицы 1
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 16 | КЛ 10 кВ фидер №1014 | ТОЛ-Ю (х2) 200/5 Кл.т. 0,5 | 4926 4551 | Из состава канала 2 | | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/l,0 №0107066079 |
| 17 | КЛ 10 кВ фидер №1015 | ТПЛ-10 (х2) 400/5 Кл.т. 0,5 | 13909 11001 | Из состава канала 2 | | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/l,0 №0106060148 |
| 18 | КЛ 10 кВ фидер №1016 | ТПОЛ-Ю(х2) 600/5 Кл.т. 0,5 | 20767 20781 | Из состава канала 2 | | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/l,0 №0106063117 |
| 19 | КЛ 10 кВ фидер №1017 | ТПЛМ-10 ТЛК-10 100/5 Кл.т. 0,5 | 65820 13383 | Из состава канала 2 | | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/l,0 №0107066051 |
| 20 | КЛ 10 кВ фидер №1018 | ТПЛМ-10 (х2) 200/5 Кл.т. 0,5 | 12015 23284 | Из состава канала 2 | | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/l,0 №0106060114 |
| 21 | КЛ 10 кВ фидер №1019 | ТПЛ-10 ТПЛ-Ю-М 400/5 Кл.т. 0,5 | 76653 4284 | Из состава канала 2 | | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/l,0 №0106063112 |
| 22 | КЛ 10 кВ «Дормаш-1 ц» | ТЛМ-10(х2) 1000/5 Кл.т. 0,5 | 6359 1928 | Из состава канала 1 | | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/l ,0 № 0107062195 |
| 23 | КЛ 10 кВ «Дормаш-2ц» | ТЛМ-10(х2) 1000/5 Кл.т. 0,5 | 3278 3286 | Из состава канала 2 | | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/l,0 №0107066092 |
Таблица 2 - Измерительные компоненты
| Наименование | Обозначение | Кол. | Госреестр СИ |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 12 | № 1261-02 |
| Трансформатор тока | ТПЛМ-10 | 16 | № 2363-68 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-Ю | 3 | № 7069-07 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10-1 | 2 | № 15128-07 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 3 | № 1276-59 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-Ю-М | 3 | №22192-07 |
| Трансформатор тока | ТЛК-10 | 3 | №9143-83 |
| Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 4 | № 2473-69 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10-95 | 2 | №20186-05 |
| Счетчик электронный | СЭТ-4ТМ.03 | 23 | № 27524-04 |
| УСПД | Эком 3000 | 1 | № 17049-04 |
Примечание - допускается замена измерительных компонентов на компоненты того же типа или аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у заменяемых. Замену оформляют актом в соответствии с МИ 2999-2006 (Приложение Б) и записью в формуляре АИИС КУЭ.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Пределы допускаемой абсолютной разности показаний часов компонентов системы и календарного времени на интервале одни сутки, с | ±5 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности одного ИК при номинальном токе нагрузки (активная электрическая энергия и мощность), %: | COS ф = 1 | cos ф = 0,7 |
| - каналы 1-23 | ±1,0% | ±1,6% |
| Пределы допускаемой относительной погрешности одного ИК при номинальном токе нагрузки (реактивная электрическая энергия и мощность), % | sin ф = 1 | sin ф = 0,7 |
| - каналы 1-23 | ±1,4% | ±1,9% |
| Примечания: 1) в качестве характеристик относительной погрешности ИК указаны границы интервала, соответствующие доверительной вероятности не менее 0,95 для значений относительной погрешности, рассчитанных по метрологическим характеристикам средств измерений, входящих в канал, при номинальном токе нагрузки без учета влияющих факторов и методических составляющих погрешности; 2) для тока нагрузки, отличающегося от номинального, относительная погрешность ИК может быть рассчитана при соответствующих значениях погрешностей компонентов для cos ф = 0,7 (sin ф = 0,7) по формуле, приведенной в методике поверки МП 59-262-2008; 3) полную погрешность измерений электрической энергии и электрической мощности рассчитывают в соответствии с утвержденной методикой выполнения измерений. |
Условия эксплуатации АИИС:
Сеть переменного тока - стандартная 50 Гц 10 кВ по ГОСТ 721-77 и 220 В по ГОСТ 21128-83 (электропитание компонентов АИИС) с параметрами по ГОСТ 13109-97.
Температура окружающего воздуха, °C, для:
- измерительных трансформаторов тока и напряжения от -40 до 40;
- счетчиков от 0 до 40;
- средств сбора, обработки, передачи и представления
данных (маршрутизаторы, АРМ, серверы и др.) от 15 до 40;
Относительная влажность воздуха, % от 30 до 80;
Атмосферное давление, кПа от 84 до 106.
Показатели надежности:
- среднее время восстановления, ч, не более 8;
- коэффициент готовности, не менее 0,95.
Надежность системных решений:
Механическая устойчивость к внешним воздействиям обеспечивается защитой кабельной системы путем использования кабельных коробов, гофро- и металлорукавов, стяжек; технические средства АИИС размещают в шкафах со степенью защиты не ниже IP51. Предусмотрена механическая защита от несанкционированного доступа и опломбирование технических средств системы.
Электромагнитная устойчивость:
Радиоэлектронная защита интерфейсов обеспечивается путем применения экранированных кабелей. Экранирующие оболочки заземляют в точке заземления шкафов.
Защита оборудования (модемов) от наведенных импульсов высокого напряжения обеспечивается устройством защиты от перенапряжений.
Защита информации от разрушений при авариях и сбоях в электропитании системы обеспечивается применением в составе системы устройств, оснащенных энергонезависимой памятью, а также источников бесперебойного питания (в ИИК и ИВКЭ).
Защита информации от несанкционированного доступа на программном уровне включает в себя установку паролей на счетчики, УСПД и серверы. Электрические события (параметрирование, коррекция времени, включение и отключение питания и пр.) регистрируются в журналах событий счетчиков и УСПД. Хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений в течение всего срока эксплуатации системы производится в ИВК.
Канал связи ИВКЭ-ИВК резервирован посредством сотовой связи (GSM).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносят печатным способом на титульные листы Руководства по эксплуатации и Формуляра и способом наклейки на переднюю панель шкафа низковольтного комплектного устройства, в котором установлена аппаратура АИИС.
Комплектность
Полная комплектность системы определена в ее проектной документации (Спецификация оборудования. 55181848.422222.048-02-1 В4). Заводские номера
компонентов системы приведены в формуляре. Перечень эксплуатационных документов приведен в ведомости 55181848.422222.048-03 ВЭ.
Поверка
Поверку системы проводят в соответствии с документом «ГСП. АИИС КУЭ ПС «МРСК Волги». Методика поверки» МП 59-262-2008, утвержденным ФГУП «УНИИМ» в ноябре 2008 г.
Основное оборудование, используемое при поверке:
Трансформатор тока эталонный (0,5 - 3000) А, кл. точности 0,05 (ИТТ 3000.5);
Трансформатор напряжения эталонный (5-15) кВ, кл. точности 0,1 (НЛЛ-15);
Прибор сравнения, абс. погрешность 0,002 % и 0,2' (КНТ-03);
Эталонный счетчик кл. точности 0,1 (ZERA TRZ 308, ЦЭ6802);
Радиоприемник, принимающий сигналы точного времени;
Инженерный пульт (notebook) из комплекта АИИС с программным обеспечением.
Межповерочный интервал - 4 года.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Техническая документация изготовителя.
Заключение
Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности подстанции «Восточная» Северо-восточное ПО филиала ОАО «МРСК Волги» - «Саратовские распределительные сети» (АИИС КУЭ ПС Восточная) утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, и метрологически обеспечен в эксплуатации.
