Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности подстанции "Восточная" Северо-восточное ПО филиала ОАО "МРСК Волги" - "Саратовские распределительные сети" (АИИС КУЭ ПС Восточная)

Основные
Тип
Год регистрации 2008
Дата протокола 14д от 25.12.08 п.177
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 34394
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск проект.документация ООО
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

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.

Развернуть полное описание