Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/6 кВ "Раздолинская"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/6 кВ «Раздолинская» предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии; сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации в центры сбора.

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/6 кВ «Раздолинская» (далее АИИС КУЭ) является средством измерений единичного производства. Конструктивно АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную , трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии;

- автоматическое измерение средних на 30-минутных интервалах времени значений активной и реактивной электрической мощности;

- периодический и/или по запросу автоматический сбор результатов измерений приращений электрической энергии и средней мощности с заданной дискретностью и данных о состоянии средств измерений;

- хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений АИИС КУЭ в специализированной базе данных (БД), отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование базы данных) и от несанкционированного доступа;

- предоставление пользователям и персоналу, эксплуатирующему АИИС КУЭ, регламентированного доступа к результатам измерений и данным о состоянии средств измерений АИИС КУЭ;

- формирование и передача в автоматическом режиме отчетных документов в центры сбора информации;

- защита результатов измерений при передаче с использованием электронной цифровой подписи;

- защита оборудования, программного обеспечения и данных АИИС КУЭ от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров технических и программных средств АИИС КУЭ;

- ведение системы обеспечения единого времени АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1) первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК) точек измерений, выполняющие функцию автоматического проведения измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности и включающие в себя:

- измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S и 0,5S;

- измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5;

- счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 (счетчики) класса точности 0,2S при измерении активной энергии и 0,5 - реактивной энергии;

- вторичные электрические цепи;

2) второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) - устройство сбора и передачи данных RTU-325T (УСПД);

3) третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора, серверы Центра сбора и обработки данных (ЦСОД) ОАО «ФСК ЕЭС» (г. Москва) и МЭС Сибири - филиала ОАО «ФСК ЕЭС» (г. Красноярск), АРМ оператора ПС и сервер БД, установленные на ПС 220/110/6 кВ «Раздолинская», технические средства приема-передачи, На серверах ЦСОД функционирует специализированное программное обеспечение (ПО) Автоматизированная информационноизмерительная система коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС (Метроскоп) (далее ПО «Метроскоп»), предназначенное для сбора, обработки и хранения измерительной и служебной информации, формирования и передачи отчетных документов в центры сбора информации. На АРМ оператора ПС установлено прикладное программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».

ИИК, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ. Состав ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 1.

Принцип действия АИИС КУЭ основан на измерении первичного тока и напряжения с использованием измерительных трансформаторов тока и напряжения и масштабном преобразовании в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на входы счетчиков. В счетчиках осуществляется преобразование входных аналоговых сигналов тока и напряжения в цифровой код и вычисление мгновенных и средних значений активной и реактивной электрической мощности, на основании которых вычисляются тридцатиминутные приращения электрической энергии.

Вычисленные значения приращений активной и реактивной электрической энергии, служебная информация в виде цифрового кода передаются в УСПД. Связь между счетчиками и УСПД осуществляется по интерфейсу RS-485 и Ethernet. УСПД осуществляет автоматизированный сбор, вычисления приращений электрической энергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление, хранение и передачу результатов измерений и служебной информации в серверы ЦСОД и АРМ оператора ПС. Оперативный доступ к измерительной информации осуществляется с серверов ЦСОД и компьютера АРМ оператора ПС с использованием ПО «Метроскоп» и ПО «АльфаЦЕНТР» соответственно.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройство синхронизации системного времени УССВ-16HVS на основе GPS-приемника, счетчики, УСПД и АРМ оператора ПС. СОЕВ выполняет измерение интервалов времени и обеспечивает синхронизацию шкал времени внутренних часов компонентов ИК АИИС КУЭ. Измерение интервалов времени осуществляется таймерами счетчиков. По результатам измерений формируются тридцатиминутные интервалы, для которых осуществляется вычисление приращений электрической энергии. Привязку к шкале координированного времени государственного первичного эталона Российской Федерации UTC (SU) осуществляет УССВ-16HVS, входящее в состав УСПД. Синхронизация шкалы времени часов УСПД осуществляется автоматически один раз в 30 мин от УССВ-16HVS. УСПД один раз в 30 мин осуществляет синхронизацию шкал времени внутренних часов счетчиков и АРМ оператора ПС при достижении расхождения со шкалой времени УСПД более 1 с. Расхождение шкалы времени часов любого компонента СОЕВ АИИС КУЭ со шкалой координированного времени UTC (SU) не превышает 5 с. Журналы событий счетчика и УСПД отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов и расхождение шкал времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Примечания к таблице 1.

1 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83 в режиме измерений реактивной электроэнергии.

2 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электрической энергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у приведенных в таблице 1. Допускается замена устройства сбора и передачи данных на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ПС 220/110/6 кВ «Раздолинская» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Программное обеспечение

Структура прикладного программного обеспечения АИИС КУЭ:

- ПО «Метроскоп», разработанное ЗАО «Метростандарт» и установленное на серверах ЦСОД, осуществляет обработку, организацию учета и хранение результатов измерений электрической энергии, а также их отображение и передачу в автоматическом режиме в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии;

- ПО «АльфаЦЕНТР», установленное на АРМ оператора ПС, осуществляет отображение, хранение и вывод на печать результатов измерений и журналов событий;

- встроенное ПО УСПД осуществляет автоматизированный сбор, накопление, хранение и передачу измерительной и служебной информации на серверы и АРМ оператора ПС;

- встроенное ПО счетчиков осуществляет вычисление приращений активной и реактивной электрической энергии и средней мощности.

Идентификационные данные метрологически значимой части ПО «Метроскоп» приведены в таблице 2.

Метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ, приведенные в таблицах 3 и 4, нормированы с учетом влияния программного обеспечения счетчиков, УСПД и серверов ЦСОД.

Защита ПО УСПД и счетчиков соответствует уровню «А» по классификации МИ 32862010. Для защиты ПО «Метроскоп», ПО «АльфаЦЕНТР» и данных от непреднамеренных и преднамеренных изменений реализован алгоритм авторизации пользователей. В ПО «Метроскоп» реализовано кодирование данных при их передаче. Защита ПО «Метроскоп», ПО «АльфаЦЕНТР» соответствует уровню «С» по классификации МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 3 и 4.

Таблица 3

Примечания

1 * - Погрешность ИК АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии и средней мощности для коэффициента мощности cosф, равного 1, нормируется только в диапазоне первичного тока 11 < I < 15.

2 В таблице приняты следующие обозначения: 12(1), 15, 120, 1100, И 1120 — значения первичного тока, соответствующие 2 (1), 5, 20, 100 и 120 % от номинального значения Iн; 50 — границы основной относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии и средней мощности; 5ру — границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации при измерении активной электрической энергии и средней мощности.

Примечание - В таблице приняты следующие обозначения: 12, 15, 120, 1100, И 1120 — значения первичного тока, соответствующие 2, 5, 20, 100 и 120 % от номинального Iн; Зо - границы основной относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении реактивной электрической энергии и средней мощности; Зру -границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации при измерении реактивной электрической энергии и средней мощности

В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети: напряжение (0,98-1,02)-Uн, ток (1-1,2)-1н; cosф=0,9 инд.;

- температура окружающей среды (15-25) °С.

Рабочие условия эксплуатации:

- параметры сети: напряжение (0,9-1,1)-Uн; ток (0,01-1,20)^Iн; частота (49-51) Гц; 0,5 инд. < cosф < 0,8 емк.;

- индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков не более 0,5 мТл;

- допускаемая температура окружающей среды: трансформаторы тока и напряжения -от минус 40 до 40 °С; счетчики - от 0 до 35 °С; УСПД и ИВК - от 15 до 25 °С.

Показатели надежности применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

- трансформаторы тока: среднее время наработки на отказ 400000 ч, средний срок службы 25 лет;

- трансформаторы напряжения: среднее время наработки на отказ 400000 ч, средний срок службы 30 лет;

- счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800: среднее время наработки на отказ 120000 ч, средний срок службы 30 лет;

- устройство сбора и передачи данных RTU-325T: среднее время наработки на отказ 55000 ч, средний срок службы 20 лет.

Надежность системных решений:

- резервирование питания счетчиков, УСПД и сервера БД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

- резервирование каналов связи.

Регистрация в журналах счетчиков электрической энергии и УСПД событий:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчиках электрической энергии.

Защищенность применяемых компонентов АИИС КУЭ:

1) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счетчиков электрической энергии:

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательных коробок;

- УСПД и сервера БД;

2) защита на программном уровне:

- результатов измерений (при передаче - использование цифровой подписи);

- установка паролей на счетчики электрической энергии;

- установка паролей на УСПД;

- установка паролей на серверы, компьютер АРМ оператора ПС.

Глубина хранения информации:

- счетчики электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 суток, при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электрической энергии по каждому измерительному каналу АИИС КУЭ - не менее 100 суток (функция автоматизирована), сохранение информации при отключении питания - не менее 3 лет;

- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 4 лет.

Знак утверждения типа

наносится в виде наклейки на титульный лист документа «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/6 кВ «Раздолинская ». Формуляр».

Комплектность

В комплект АИИС КУЭ входят технические и программные средства, а также

документация, приведенные в таблицах 5-7 соответственно.

Таблица 5 - Технические средства АИИС КУЭ

Таблица 5 - Технические средства АИИС КУЭ

Таблица 6 - Программные средства АИИС КУЭ

Таблица 7 - Документация

Таблица 7 - Документация

Поверка

осуществляется по документу МП 211-14 «ГСИ. Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/6 кВ «Раздолинская ». Методика поверки, утвержденному ФБУ «Томский ЦСМ» в марте 2014 г.

Основные средства поверки:

1) средства измерений в соответствии с нормативной и технической документацией по поверке компонентов АИИС КУЭ:

- трансформаторы тока - по ГОСТ 8.217-2003;

- трансформаторы напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

- счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 -по методике МП-2203-0042-2006   «Счетчики электрической энергии трехфазные

многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденной ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;

- устройство сбора и передачи данных RTU-325T - по методике «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325T. Методика поверки. ДЯИМ.466215.005 МП», утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;

2) мультиметр «Ресурс-ПЭ»: пределы допускаемой относительной погрешности измерений напряжения в диапазоне от 15 до 150 мВ ± 2,0 %, в диапазоне от 15 до 300 В ± 0,2 %; пределы допускаемой относительной погрешности измерений силы тока в диапазоне от 0,05 до 0,25 А ± 1,0 %, в диапазоне от 0,25 до 7,5 А ± 0,3 %; пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями ± 0,1°; пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ± 0,02 Гц;

3) радиочасы МИР РЧ-02: пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного сигнала 1 Гц по шкале координированного времени UTC (SU) ± 1 мкс.

Сведения о методах измерений

Метод измерений приведён в документе «Рекомендация. ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности системой автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/6 кВ «Раздолинская».

Нормативные документы

1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

2 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.