Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) № 16 ПС 330 кВ ОРУ 35 кВ «Машук» филиал ОАО «ФСК ЕЭС России» - МЭС Юга (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии и мощности, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии типа «A1800RALQ- P4GB-DW-4» класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии) и1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных, образующие два измерительных канала системы по количеству точек учета электроэнергии.
Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки» (ИВКЭ), включающий в себя два устройства сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325 и специализированное программное обеспечение (ПО) «Альфа Центр», АРМ оператора, устройство синхронизации системного времени (УССВ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояние средств измерений со счетчика электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485) и далее осуществляет передачу накопленных данных по каналам связи на верхний уровень системы (сервер БД).
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30, 60-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- измерение календарного времени и интервалов времени;
- 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., 60 мин., 1 день, 1 месяц);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений организациям, имеющим соглашения информационного обмена - участникам оптового рынка электроэнергии;
- 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 (синхронизация времени).
Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ включают в себя 1-й, 2-й уровни АИИС КУЭ.
Функции сервера ИВК выполняет Сервер ЦСОД АИИС КУЭ филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга г. Железноводск, п. Иноземцево.
Принцип действия:
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 электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. 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, вычисляемая для интервалов времени 30 мин.;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
С выхода счетчика цифровой сигнал по проводным линиям связи с использованием интерфейса RS 485 поступает в УСПД типа RTU 325, где осуществляется сбор, хранение и обработка измерительной информации - перевод числа импульсов в именованные величины кВт^ч, (квар^ч), умножение измеренного счётчиками количества электроэнергии на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, а также её накопление и передача на СБД по линиям связи.
Информационный обмен между уровнями ИИК и ИВКЭ осуществляется по выделенному каналу связи, организованному по интерфейсу RS-485. Основной канал связи между уровнем ИВКЭ и ИВК осуществляется по волоконно-оптической линии связи ОАО «ФСК ЕЭС», а резервный по выделенному спутниковому каналу.
Передача информации в организации - участники ОРЭ, осуществляется от сервера БД по внешнему каналу связи: основному и резервному. Основной канал связи организован через интернет-провайдера, резервный - по коммутируемому каналу стандарта GSM900/1800 регионального оператора сотовой связи.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера отражают: время (дату, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), созданной на базе устройства синхронизации системного времени типа УССВ - 35 HVS (выполненных на основе GSM-терминала Siemens Tc35i), принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS).
Синхронизация часов УСПД выполняется автоматически по сигналам УССВ при расхождении показаний часов на величину более чем ±1 с., погрешность синхронизации не более 0,1 сек. Контроль времени счетчиков автоматически выполняет УСПД, при каждом сеансе опроса (один раз в 30 минут), синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и УСПД на величину более чем ±2 с.
Таким образом, погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.
Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.
Программное обеспечение
В составе АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Альфа Центр» производства ООО «Эльстер Метроника», которое реализует задачи и функции АИИС КУЭ и включает в себя:
- уровень программного обеспечения счётчиков «АЛЬФА А1800» (ПО «Metercat
(AlphaPlus W 2.1)»);
- уровень программного обеспечения УСПД серии RTU-325 (ОС «QNX 4»);
- уровень программного обеспечения АРМа (ОС WindowsXPRussian, ПО «Альфа
Центр» - АС_РЕ_55, прикладное ПО);
- программное обеспечения мобильного автоматизированного рабочего места (АРМ) - «Альфа Центр. Мобильный АРМ »;
- программное обеспечение системы управления базами данных (СУБД) - «Альфа Центр».
Защита ПО от несанкционированного доступа, на программном и логическом уровнях, реализуется за счет многоуровневых паролей доступа, при этом для каждого пользователя устанавливаются имена и пароли, соответствующие его полномочиям.
Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО, установленного в ИВКЭ АИИС КУЭ
| Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) | Наименование файла | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПО «Альфа Центр» | Программа -планировщик опроса и передачи данных C:\alphacenter\exe) | Arserver.exe | АС_РЕ_55 BD 4.5. | ID 12 92 66 64 38 | MD_5 |
| драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | Атгс.ехе | |
| драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | Amra.exe | |
| драйвер работы с БД | Cdbora2.dll | |
| Библиотека шифрования пароля счетчиков A1805 | encryptdll.dll | |
| библиотека сообщений планировщика опросов | alphamess.dll | |
• ПО «Альфа Центр» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
• Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной циф
ровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.
• Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и
преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286 - 2010.
Технические характеристики
Состав ИК приведен в таблице 2, метрологические характеристики ИК в таблице 3.
Таблица 2 - Состав ИК
| № ИК, наименование присоединений | Измерительные компоненты | Вид электроэнергии |
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД |
| ОРУ-35 кВ Л-300 1 с.ш. ИК № 50 | ТВЭ-35 КТ 0,5S; Ктт=600/1; № 1024-12 № 1025-12 № 1026-12 Госреестр № 13158-04 | ЗНОМ-35-65 КТ=0,5; Ктн=35000А/3/ 100. \3 № 1491505 № 1491428 № 1491706 Госреестр № 912-05 | A1805RALQ-P4GB-DW-4 КТ=0,5Б/1,0; Ксч=1; Зав. № 01232707 Госреестр № 31857-11 | RTU-325 зав. № 00643, № 001494. Госреестр № 37288-08 | Активная, реактивная |
| ОРУ-35 кВ Л- 3072 с.ш. ИК № 51 | ТВЭ-35 КТ 0,5S; Ктт=600/1; № 1031-12 № 1034-12 № 1033-12 Госреестр № 13158-04 | ЗНОМ-35-65 КТ=0,5; Ктн=35000/^3/ 100. \3 № 1491501 № 1491510 № 1491502 Госреестр № 00912-05 | A1805RALQ-P4GB-DW-4 КТ=0,5Б/1,0; Ксч=1; Зав. № 01232706 Госреестр № 31857-11 |
В таблице 3 приведены метрологические характеристики ИК при измерении электроэнергии и средней мощности (получасовых), при доверительной вероятности
Р = 0,95.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС КУЭ (измерения активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ) |
| COSф | 81(2)%, I1(2)— I изм< I 5 % | 85 %, I5 %— I изм< I 20 % | 820 %, I 20 %— I изм< I 100 % | 8100 %, I100 %— I изм— I 120 % |
| 50; 51 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 1,0 | ±2 | ±1,9 | ±1,1 | ±0,9 |
| 0,9 | _ | ±2,2 | ±1,7 | ±1,3 |
| 0,8 | _ | ±2,8 | ±1,8 | ±1,4 |
| 0,5 | _ | ±4,9 | ±2,2 | ±2,3 |
| Номер ИК | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС КУЭ (измерения реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ) |
| sin ф | 81(2)%, I1(2)— I изм< I 5 % | 85 %, I5 %— I изм< I 20 % | 820 %, I 20 %— I изм< I 100 % | 8100 %, I100 %— I изм— I 120 % |
| 50; 51 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,8 | _ | ±2,2 | ±3,0 | ±2,6 |
| 0,5 | _ | ±3,0 | ±2,2 | ±2,0 |
Примечания:
1. Погрешность измерений 61(2)%P и 51(2)%q для cosф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 61(2)%p и 6i(2)%q для cosф<1,0 нормируется от 12%.
2. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;
- параметры сети: диапазон напряжения - (0,98 - 1,02)^Uh; сила тока - (0,01 - 1,2) Тн; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) - от 0,5 до 1,0 (от 0,6 до 0,9); частота -(50 ± 0,15) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения (для счетчиков) - не более 0,05 мТл;
- температура окружающего воздуха: ТН и ТТ - от минус 20°С до + 40°С;
счетчиков - от +15°С до +25 °С;
- относительная влажность воздуха - (70±5) %;
- атмосферное давление - (100±4) кПа.
3. Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
- напряжение питающей сети 0,9^ином до 1,Тином,
- сила тока от 0,01 1№м до 1,2 1ном ;
- температура окружающей среды: для ТТ и ТН от минус 20°С до +40°С, для счетчиков электрической от +15°С до +25 °С;
- относительная влажность воздуха - (40 - 60) %;
- атмосферное давление - (100±4) кПа.
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,05 мТл.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ПС 330 кВ «Машук» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
• счетчик электроэнергии Альфа 1805 - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
• УССВ - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
• УСПД (RTU 325) - среднее время наработки на отказ не менее 70000часов;
• «Альфа Центр» - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
• для счетчика Тв < 2 часа;
• для УСПД Тв < 2 часа;
• для сервере Тв < 1 час;
• для компьютера АРМ Тв < 1 час;
• для модема Тв < 2 часа.
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции часов компонентов;
- журнал УСПД:
- пропадания напряжения;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- выключение и включение сервера;
Защищенность применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- выводы измерительных трансформаторов тока;
- электросчётчика;
- испытательной коробки;
- УСПД;
защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирование:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (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 при отключении питания: для счетчиков типа Альфа А 1800 - не менее 30 лет;
- ИВКЭ - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее 35 суток;
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) № 16 ПС 330 кВ ОРУ 35 кВ «Машук» филиал ОАО «ФСК ЕЭС России» - МЭС Юга типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ № 16 ПС 330 кВ ОРУ 35 кВ «Машук» филиал ОАО «ФСК ЕЭС России» - МЭС Юга представлена в таблице 4.
Таблица 4. Комплектность АИИС КУЭ
| Обозначение изделия | Наименование изделия | Кол-во |
| Составные части системы |
| ТВЭ-35 | Измерительные трансформаторы тока | 6 |
| ЗНОМ-35-65 | Измерительные трансформаторы напряжения | 6 |
| Альфа 1805 | Многофункциональные счетчики электроэнергии | 2 |
| РИ-3 | Разветвители интерфейсов | 2 |
| ЛИМГ | коробки испытательные переходные | 2 |
| МР3021-Т-1А-3х10ВА | Догрузочные резисторы для трансформаторов тока | 2 |
| МР3021-Н-57,7В-60ВА | Догрузочные резисторы для трансформаторов напряжения | 6 |
| Zyxel | модем | 2 |
| Siemens Tc 35i | GSM-терминал Устройство синхронизации времени | 1 |
| RTU325-E1-512-M3-B8-Q-12-G | УСПД №1-ведомый | 1 |
| RTU325-E-512-M11-Q-12-G | УСПД №2-ведущий | 1 |
| АРМ | | 1 |
| RS-485/RS-422 | Преобразователь интерфейса 1-портовый асинхронный RS-422/485 в Ethernet | 2 |
| ПО «Альфа-Центр»АС_РЕ_55 | Специализированное программное обеспечение | 1 |
| БЕКВ.422231.055.П-Ф | Паспорт - формуляр на АИИС КУЭ №16 ПС 330 кВ ОРУ 35 кВ «Машук» филиал ОАО «ФСК ЕЭС России» - МЭС Юга | 1 |
| БЕКВ.422231.055.РЭ | Руководство по эксплуатации на АИИС КУЭ №16 ПС 330 кВ ОРУ 35 кВ «Машук» филиал ОАО «ФСК ЕЭС России» - МЭС Юга | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МИ 3000-2006 «ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки» Перечень основных средств поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-11 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;
- средства поверки измерительных трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- средства поверки счетчиков электрической энергии типа Альфа - в соответствии с документом «Многофункциональные счетчики электрической энергии типа АЛЬФА. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева» в феврале 1998 г;
- средства поверки УСПД в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325T. Методика поверки. ДЯИМ.466215.005 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.
Сведения о методах измерений
Метод измерений приведен в документе «Методика измерений количества электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ № 16 ПС 330 кВ ОРУ 35 кВ «Машук» филиал ОАО «ФСК ЕЭС России» - МЭС Юга». Методика аттестована метрологической службой ЗАО «РИТЭК - СОЮЗ», свидетельство об аттестации № 030/01.00190-02.2013 от 27.02.2013г.
Нормативные документы
ГОСТ 8.596-2002. ГСИ. «Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».
МИ 2441-97 «Испытания для целей утверждения типа измерительных систем. Общие требования».
БЕКВ.422231.055.РЭ «Руководство по эксплуатации на Систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) № 16 ПС 330 кВ ОРУ 35 кВ «Машук» филиал ОАО «ФСК ЕЭС России» - МЭС Юга.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
