Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "МРСК Волги" - филиал "Самарские распределительные сети" ПС 110/10 кВ Новая Кармала (АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Новая Кармала) (далее - АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Новая Кармала) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки и хранения полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Новая Кармала представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Новая Кармала решает следующие задачи:
- автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии и значениях электроэнергии с нарастающим итогом с дискретностью учета 30 минут и данных о состоянии средств измерений;
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие места (АРМы);
- представление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии в и средств измерений со стороны сервера электросетевых и энергосбытовых организаций;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК) включает в себя: трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S и 0,5 по ГОСТ 7746-68, ГОСТ 7746-78, ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-77, ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной энергии ЦЭ 6850 класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 для активной энергии и 0,5 по ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ Р 52323-2005 и 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 для реактивной энергии и счетчики активной и реактивной энергии СЭТ-4ТМ.03М класса 0,2S по ГОСТ Р 52323-2005 для активной энергии и 0,5 по ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ Р 52323-2005 для реактивной энергии, установленные на объектах, указанных в таблице 2 (6 точек измерений);
2 -й уровень - устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе контроллера измерительного программируемого ВЭП-01 со встроенным устройством синхронизации времени;
3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД), автоматизированные рабочие места персонала и программное обеспечение (ПО).
Первичные 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 преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения 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. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляется для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где производится дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по линиям связи на верхний уровень системы (сервер БД).
На верхнем - третьем уровне системы выполняется формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Отображение информации на мониторах АРМ и передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, по каналам связи до интернет-провайдера (основной и резервный канал связи).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени СОЕВ, включающей в себя приемник сигналов спутникового времени. Приемник сигналов спутникового времени входит в состав УСПД ВЭП-01. Время УСПД синхронизировано с приемником сигналов спутникового времени, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. УСПД осуществляет коррекцию часов сервера БД и счетчиков. Сравнение времени счетчиков со временем УСПД осуществляется один раз в сутки, синхронизация времени выполняется автоматически при расхождении времени счетчиков со временем УСПД ± 1 с. Сравнение времени сервера БД с временем УСПД один раз в сутки, синхронизация времени выполняется автоматически при расхождении времени сервера БД со временем УСПД ± 1 с.
Суточный ход часов не более ± 5 с/сутки.
Журналы событий счетчиков электрической энергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройства в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Новая Кармала используется программный комплекс (ПК) "Энергосфера".
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010 - С.
ПК "Энергосфера" внесен в Госреестр в составе ПТК "ЭКОМ" № 19542-05. Оценка
влияния ПО на метрологические характеристики СИ - влияния нет.
Таблица 1
Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
ПК "Энергосфера" | pso_metr.dll | 1.1.1.1 | cbeb6f6ca69318bed9 76e08a2bb7814b | MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2_______________________________________________________________________
Номер ИК | Наименование объекта | Состав 1-го и 2-го уровня измерительных каналов | Метрологические характеристики ИК |
ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | Вид электроэнергии | Основная погрешность ИК, % | Погрешность ИК в рабочих условиях, % |
1 | С-1-Т 10 кВ (яч.6) | ТЛМ-10-1 600/5 Кл. т. 0,5 Госреестр № 2473-05 | НАМИ-10 У2 10000/100 Кл. т. 0,2 Госреестр № 11094-87 | ЦЭ6850/0,5-5Т-2Н-10У1 Кл. т. 0,2S/0,5 Госреестр № 20176-04 | ВЭП-01 | Активная и реактивная | 1,0 1,6 | 2,4 4,0 |
2 | КРМ-1 (яч.1) | ТЛМ-10-1 100/5 Кл. т. 0,5 Госреестр № 2473-05 | НАМИ-10 У2 10000/100 Кл. т. 0,2 Госреестр № 11094-87 | ЦЭ6850/0,5-5Т-2Н-10У1 Кл. т. 0,2S/0,5 Госреестр № 20176-04 |
3 | КРМ-3 (яч.4) | ТВЛМ-10 100/5 Кл. т. 0,5 Госреестр № 1856-63 ТЛМ-10-1 100/5, Кл. т. 0,5 Госреестр № 2473-05 | НАМИ-10 У2 10000/100 Кл. т. 0,2 Госреестр № 11094-87 | ЦЭ6850/0,5-5Т-2Н-10У1 Кл. т. 0,2S/0,5 Госреестр № 20176-04 |
4 | КРМ-4 (яч.7) | ТПЛ-10 100/5 Кл. т. 0,5 Госреестр № 1276-59 ТПЛ-10с 100/5 Кл. т. 0,5 Госреестр № 29390-10 | НАМИ-10 У 2 10000/100 Кл. т. 0,2 Госреестр № 11094-87 | ЦЭ6850/0,5-5Т-2Н-10У1 Кл. т. 0,2S/0,5 Госреестр № 20176-04 | | | | |
5 | КРМ-5 (яч.3) | ТПЛ-10с 100/5 Кл. т. 0,5 Госреестр № 29390-10 | НАМИ-10 У 2 10000/100 Кл. т. 0,2 Госреестр № 11094-87 | ЦЭ6850/0,5-5Т-2Н-10У1 Кл. т. 0,2S/0,5 Госреестр № 20176-04 |
6 | ТСН 0,4 кВ | Т-0,66 М У3 100/5 Кл. т.0,58 Госреестр № 51516-12 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Госреестр № 36697-12 | 0,8 2,2 | 2,1 5,3 |
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 Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.
4 Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Но
вая Кармала:
- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) ином; ток (1 - 1,2) 1ном, cos ф = 0,9 инд.; частота (49,6 - 50,4) Гц;
- температура окружающей среды (20 ± 5) °С.
5 Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС:
- параметры сети: напряжение (0,9 - ,1) ином, ток (0,05 - 1,2) 1ном, частота (47,5 - 52,5) Гц;
- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70 °С, для счетчиков от минус 40 до плюс 55 °С, для сервера
от + 10 до + 35 °С; для УСПД от минус 35 до плюс 50 °С.
6 Погрешность в рабочих условиях указана: для I = 0,05 1ном, cos ф=0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков в точках измерений от минус 30 до плюс 35°С для ИК № 1 - 5; для I = 0,02 1ном, cos ф=0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков в точках измерений от минус 30 до плюс 35°С для ИК № 6.
8 Допускаются замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогич
ные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО "МРСК Волги" - филиал "Самарские распределительные сети" порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых компонентов:
- электросчетчик СЭТ-4ТМ.03М.08 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 ч среднее время восстановления работоспособности te = 2 ч;
- электросчетчик ЦЭ6850/0,5-5Т-2Н-10У1 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчетчик ЦЭ6850/0,5-5Т-2Н-100 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСПД ВЭП-01- среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165000 ч среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
- питание УСПД основной сети и резервной сети; основное от сети переменного тока напряжением от 85 до 264 В; резервное от сети постоянного тока напряжением от 85 до 264 В или от сети переменного тока напряжением от 85 до 264 В;
- резервирование питания оборудования центра сбора информации (сервера БД, коммуникационного оборудования) с помощью источника бесперебойного питания UPS;
- резервирование каналов связи: основной канал связи между ИВК и ИВКЭ выполнен на основе телефонной сети общего пользования (ТфОП) с помощью Hayes-модема, резервный канал связи на основе беспроводной сотовой связи с помощью GSM-модема; информация о результатах измерений может передаваться в организации - участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты.
Регистрация событий:
• в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени в счетчике;
• журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения.
Защищенность применяемых компонентов:
• механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД.
Защита информации на программном уровне:
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер БД.
Глубина хранения информации:
• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не
менее 100 суток, при отключении питания - не менее 10 лет;
• УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому ИК - 45 суток (функция автоматизирована), сохранение информации при отключении питания - не менее 5 лет;
• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств из
мерений - за весь срок эксплуатации системы.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии ОАО "МРСК Волги" - филиал "Самарские распределительные сети" ПС 110/10 кВ Новая Кармала (АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Новая Кармала).
Комплектность
Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО "МРСК Волги" - филиал "Самарские распределительные сети" ПС 110/10 кВ Новая Кармала (АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Новая Кармала) приведена в паспорте ПССД.011.071-АУЭ ПФ.
В комплект поставки также входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Поверка
осуществляется по документу 120-05-063-2013 МП "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "МРСК Волги" - филиал "Самарские распределительные сети" ПС 110/10 кВ Новая Кармала (АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Новая Кармала). Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФБУ "Ульяновский ЦСМ" 08 мая 2013 г.
Средства поверки - по нормативным и техническим документам на измерительные компоненты:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011 и/или по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005;
- счетчиков электрической энергии ЦЭ6850 - по методике поверки ИНЕС.41152.034 Д, утвержденной ФГУП «ВНИИМ им. Менделеева» 15 декабря 2002 г.;
- счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ 411152.124 РЭ, утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;
- контроллера измерительного программируемого УСПД ВЭП-01 - по МП 4220-00136888188-2003, утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Самарский ЦСМ» 09 апреля 2003 г.;
- Вольтамперфазометр «ПАРМА ВАФ-А», Госреестр № 22029-10;
- Мультиметр цифровой «FLUKE 189», Госреестр № 21019-01;
- Измеритель показателей качества электрической энергии «Ресурс-ОТ2», Госреестр № 21621-12;
- Прибор для измерения параметров однофазной электрической цепи "Вымпел", Госре-естр № 23070-05;
- Радиочасы МИР РЧ-01, Госреестр № 27008-04;
- Секундомер механический СОПпр-3а-2-010, Госреестр № 11519-88.
Сведения о методах измерений
Методы измерений изложены в инструкции по эксплуатации ПССД. 011.071-АУЭ И4.
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".
Рекомендации к применению
При осуществлении торговли и товарообменных операций.