Назначение
Настоящее описание типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции «КИСК» 220/110/10 кВ с Изменениями №1, №2 является дополнением к описанию типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции "КИСК" 220/110/10 кВ, свидетельство об утверждении типа RU.E.34.073.A № 49496, регистрационный № 52421-13, системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции «КИСК» 220/110/10 кВ с Изменением № 1, свидетельство об утверждении типа RU.E.34.556.A. № 59077, регистрационный № 52421-15 (далее по тексту - № ГР) и включает в себя описание дополнительных измерительных каналов, соответствующих точкам измерений № 49, 50, 51, 52.
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции «КИСК» 220/110/10 кВ с Изменениями № 1, № 2 (далее по тексту -АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ представляют собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и средних 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета 30 мин 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;
- подготовка данных о результатах измерений и состоянии средств измерений в XML формате и их предоставление по электронной почте в ПАК ОАО «АТС» и смежным организа-циям-участникам розничного рынка электрической энергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (пломбирование, установка паролей и т. п.);
- диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение единого времени в АИИС КУЭ.
1-ый уровень включает в себя информационно-измерительные комплексы (ИИК), состоящие из измерительных трансформаторов тока (далее - ТТ) класса точности (КТ ) 0,2S по ГОСТ 7746 и трансформаторы напряжения (ТН) КТ = 0,2 по ГОСТ 1983, счетчики электрической энергии многофункциональные Альфа А1802RALQ-P4GB-DW-4, КТ =0,2S по ГОСТ Р 52323 для активной электроэнергии и КТ =0,5 для реактивной электроэнергии, вторичные электрические цепи.
2-ой уровень представляет собой информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), состоящий из устройства сбора и передачи данных (УСПД) ЯТи-325Т (№ ГР 44626-10), предназначенного для сбора, накопления, обработки, хранение и отображение первичных данных об электропотреблении и мощности с электросчетчиков, а также передачи накопленных данных по каналам связи на сервер АИИС КУЭ в ЦСОД МЭС Сибири. УСПД выполняет периодический опрос (30 минут) данных со счетчиков электроэнергии.
3-ий уровень системы - уровень информационно-вычислительного комплекса (ИВК) состоит из серверов центра сбора и обработки информации (ЦСОД) ОАО «ФСК ЕЭС» (г. Москва) и МЭС Сибири - филиала ОАО «ФСК ЕЭС» (г. Красноярск). На серверах ЦСОД функционирует специализированное программное обеспечение (СПО) АИИС КУЭ ЕНЭС «Метрос-коп». На АРМ оператора ПС установлено прикладное программное обеспечение (ПО) «Аль-фаЦЕНТР».
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям поступают на измерительные входы счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются по периоду основной частоты сигналов. Реактивная мощность вычисляется по средним за период основной частоты значениям полной и активной мощности.
УСПД по каналам связи считывает измеренные значения в цифровом виде со счетчиков электрической энергии и осуществляет их перевод в именованные физические величины с учетом постоянной счетчика, а также умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН. Далее измеренные величины от УСПД передаются на уровень ИВК, где ведется учет потребления электроэнергии и мощности по временным интервалам, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов и информационное взаимодействие с организациями-участниками оптового рынка электроэнергии.
Коммуникационное оборудование и аппаратура связи АИИС КУЭ позволяют осуществлять санкционированный доступ и считывание результатов измерений и служебной информации со счетчиков электроэнергии через систему паролей.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени СОЕВ, которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД и ИВК.
Программное обеспечение
Структура прикладного программного обеспечения АИИС КУЭ:
- ПО «Метроскоп» осуществляет обработку, организацию учета и хранение результатов измерений электроэнергии, а также их отображение и передачу в автоматическом режиме в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии;
- ПО «Альфа.ТЦЕНТР», установленное на АРМ оператора ПС, осуществляет отображение, хранение и вывод на печать результатов измерений и данных журналов событий;
- ПО «Конфигуратор RTU-325T» - программа, необходимая для подключения к УСПД RTU-325T счетчиков электроэнергии.
ПО АИИС КУЭ обеспечивает:
- поддержку функционирования ИВК в составе локальной вычислительной сети (при необходимости);
- функционирование системы управления базами данных (формирование базы данных, управление файлами, их поиск, поддержку);
- формирование отчетов и их отображение, вывод на печатающее устройство;
- поддержку системы обеспечения единого времени;
- решение конкретных технологических и производственных задач пользователей.
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в табл. 1.
Идентификационные данные (признаки) | Значение |
Наименование программного обеспечения | СПО АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» |
Идентификационное наименование ПО | DataServer.exe + DataServer USPD.exe |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.00 |
Цифровой идентификатор ПО (алгоритм вычисления MD5) | D233ED6393702747769A45DE8E67B57E |
Наименование программного обеспечения | ПО «АльфаЦЕНТР» |
Идентификационное наименование ПО | Amrserver.exe |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 11.07.01.01 |
Цифровой идентификатор ПО (алгоритм вычисления MD5) | 1907cf524865a1d0c0042f5eeaf4f866 |
Идентификационное наименование ПО | Amrc.exe |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 11.07.01.01 |
Цифровой идентификатор ПО (алгоритм вычисления MD5) | 95e1a46241f32666dd83bab69af844c0 |
Идентификационное наименование ПО | Amra.exe |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 11.07.01.01 |
Цифровой идентификатор ПО (алгоритм вычисления MD5) | 1d217646a8b3669edaebb47ba5bc410b |
Идентификационное наименование ПО | Cdbora2.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 11.07.01.01 |
Цифровой идентификатор ПО (алгоритм вычисления MD5) | a2f6e 17ef251d05b6db50ebfb3d2931 a |
Идентификационное наименование ПО | Encryptdll.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 11.07.01.01 |
Цифровой идентификатор ПО (алгоритм вычисления MD5) | 0939ce05295fbcbbba400eeae8d0572c |
Идентификационное наименование ПО | Alphamess.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 11.07.01.01 |
Цифровой идентификатор ПО (алгоритм вычисления MD5) | b8c331abb5e34444170eee9317d635cd |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 высокий. Влияние ПО на метрологические характеристики измерения электрической энергии отсутствует.
Технические характеристики
Технические характеристики АИИС КУЭ приведены в табл. 2, которая содержит перечень и состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ с указанием наименования присоединений и измерительных компонентов.
Метрологические характеристики ИК при измерении электроэнергии в рабочих условиях эксплуатации приведены в табл. 3 и 4.
220/110/10 кВ
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней дополнительных ИК АИИС КУЭ подстанции «КИСК»
№ ИК | Наименование присоединения | Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ | Вид электро энергии |
Счетчик электроэнергии | Трансформатор тока (ТТ) | Трансформатор напряжения (ТН) | УСПД |
49 | ПС Новаленд -ПС КИСК, цепь 1 | А1802RALQ -P4G B-DW-4, 1 ед., ^=0,2S/0,5; № ГР 31857-11 | SB-0,8 3 ед.; Кт = 0,2S; ^ = 500/1; № ГР 20951-08 | НДКМ-110УХЛ.1, 3 ед., Кт = 0,2; Ки=110000:^3/100:^3 № ГР 38002-08 | RTU-325T № ГР 44626-10 | Активная и реактивная электроэнергия |
50 | ПС Новаленд -ПС КИСК, цепь 2 | M802RALQ-P4G B-DW-4, 1 ед., ^=0,2S/0,5; № ГР 31857-11 | SB-0,8 3 ед.; Кт = 0,2S; ^ = 500/1; № ГР 20951-08 | НДКМ-110УХЛ.1, 3 ед., Кт = 0,2; Ки=110000:^3/100:^3 № ГР 38002-08 |
51 | ПС Солонцов-ская - ПС КИСК, цепь 1 | M802RALQ-P4G B-DW-4, 1 ед., ^=0,2S/0,5; № ГР 31857-11 | SB-0,8 3 ед.; Кт = 0,2S; ^ = 500/1; № ГР 20951-08 | НДКМ-110УХЛ.1, 3 ед., Кт = 0,2; Ки=110000:^3/100:^3 № ГР 38002-08 |
52 | ПС Солонцов-ская - ПС КИСК, цепь 1 | M802RALQ-P4G B-DW-4, 1 ед., ^=0,2S/0,5; № ГР 31857-11 | SB-0,8 3 ед.; Кт = 0,2S; ^ = 500/1; № ГР 20951-08 | НДКМ-110УХЛ.1, 3 ед., Кт = 0,2; Ки=110000:^3/100:^3 № ГР 38002-08 |
Таблица 3 - Пределы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии для рабочих условий измерений с использованием дополнительных ИК АИИС КУЭ_
№ | Значение | ±52%Pj [ %] | ±5 5%Pj [ %] | ±520%Pj [ %] | ±5100%Pj [ %] |
ИК | соб ф | WP2%—^изм<^Р5% | W P5%—W' lW<W Pi20% | W P20%—W Pизм<W P100% | W P100%—W Ризм—W P120% |
| 1 | 1,0 | 0,6 | 0,5 | 0,5 |
49-52 | 0,8 | 1,4 | 1,0 | 0,8 | 0,8 |
| 0,5 | 2,1 | 1,3 | 1,0 | 1,0 |
Таблица 4 - Пределы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энергии для рабочих условий измерений с использованием дополнительных ИК АИИС КУЭ_
№ ИК | Значени соб ф / sin ф | ±52%Q; [ %] W Q2%—W Q™<W Q5% | ±55/P, [ %] W Q5%—W Qизм<W Q20% | ±520%P; [ /] W Q20%—W Qизм<WQ100% | ±5100%P, [ %] WQ100%—W Qизм—W Q120% |
49-52 | 0,8/0,6 | 2,8 | 1,6 | 1,1 | 1,1 |
0,5/0,866 | 2,1 | 1,3 | 0,9 | 0,9 |
где 5 [%] - доверительная граница допускаемой относительной погрешности измерений при значении тока в сети, равном 2% (52%p,52%q), 5% (55%p,55%q) и 20% (520%p,520%q) относительно 1ноМ;
W™ - значение приращения активной (P) и реактивной (Q) электроэнергии за часовой
интервал времени в диапазоне измерений с границами 2% (WPi2%, Wqi2%), 5% (WPi5%,
Wq^/oX 20% (Wpra0^ WQi20%) и 120% (Wpim0^ WQi120%).
Примечания:
1 Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения приращения активной и реактивной электроэнергии и средней мощности за 30 минут.
2 Метрологические характеристики нормированы с учетом влияния ПО.
3. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- температура окружающего воздуха для ТТ и ТН, °С от минус 45 до +40
- температура окружающего воздуха для счетчиков , °С от минус 40 до +65
- сила тока, % от номинального (1ноМ) от 1мин до 120
- напряжение, % от номинального (UHOM) от 85 до 110
- коэффициент мощности ^os ф) 0,5инд - 1 - 0,8 емк.
- частота питающей сети, Гц от 47,5 до 52,5
4. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики по ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками того же класса точности, типы которых утверждены. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
6. Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчик электроэнергии Альфа А1802RALQ-P4GB-DW-4 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 час;
- УСПД RTU-325T - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50 000 час;
- ТТ и ТН - среднее время наработки на отказ не менее Т = 300 000 час.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
- Альфа А1802RALQ-P4GB-DW-4 - среднее время восстановления не более te = 168 час;
- СОЕВ - среднее время восстановления не более te = 168 час;
- УСПД RTU-325T - среднее время восстановления не более te = 1 час;
- ТТ и ТН среднее время восстановления не более te = 168 час.
7. Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного
доступа:
- клемные соединения вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УССВ, сервере, АРМ;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
8. Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:
- фактов параметрирования счетчика;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции времени.
9. Возможность коррекции времени:
- в счетчиках (функция автоматизирована);
- в УСПД (функция автоматизирована);
- на сервере (функция автоматизирована).
10. Глубина хранения информации:
- счетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в табл. 5.
Таблица 5 - Комплектность дополнительных ИК АИИС КУЭ
№ п/п | Наименование | Обозначение | Кол-во |
1 | Трансформатор тока | SB 0,8 | 12 |
2 | Трансформатор напряжения | НДКМ-110УХЛ.1 | 6 |
3 | Счетчик учета электрической энергии | Альфа А1802RALQ-P4GB-DW- 4 | 4 |
4 | УСПД | RTU-325T | 1 |
5 | УССВ | УСВ-2.01 | 1 |
6 | Программное обеспечение | ПО «АльфаЦЕНТР» | 1 |
СПО «Метроскоп» | 1 |
7 | Паспорт-формуляр | 2200264-096-039. ФО | 1 |
8 | Массив входных данных | 2200264-096-039.В6 | 1 |
9 | Состав выходных данных | 2200264-096-039.В8 | 1 |
10 | Технологическая инструкция | 2200264-096-039.И2 | 1 |
11 | Руководство пользователя | 2200264-096-039И3 | 1 |
12 | Инструкция по формированию и ведению базы данных | 2200264-096-039.И4 | 1 |
13 | Методика поверки | 18-18/011 МП | 1 |
Поверка
осуществляется по документу 18-18/011 МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции «КИСК» 220/110/10 кВ с Изменениями № 1, № 2. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Красноярский ЦСМ» 03.09.2015 г. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- Альфа А1802RALQ-P4GB-DW-4 - по методике поверки «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденная ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- вольтамперфазометр Парма ВАФ-А по методике поверки, изложенной в разделе «7 Поверка прибора» руководства по эксплуатации РА 1.007.001 РЭ и согласованной с ГЦИ СИ Тест-С.-Петербург в декабре 2004 г.;
- переносной компьютер с ПО «MeterCat Альфа А1800», «Конфигуратор RTU-325T» и «АльфаЦЕНТР» AC_PE.
Сведения о методах измерений
Методика измерений содержится в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно - измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции «КИСК» 220/110/10 кВ с Изменениями № 1, № 2».
Методика аттестована ФБУ «Красноярский ЦСМ», свидетельство об аттестации № 18.01.00291.010-2015 от 17.03.2015 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции «КИСК» 220/110/10 кВ с Изменениями № 1, № 2
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
ГОСТ 31819.22-2012 (IEC 62053-22:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
ГОСТ 31819.23-2012 (IEC 62053-22:2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Статические счетчики реактивной энергии».
Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».