Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220/35/28/10 кВ "Магдагачи" - АИИС КУЭ ПС 220/35/28/10 кВ "Магдагачи" с Изменением № 1, 43363-15

Назначение

Настоящее описание типа системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электрической энергии ПС 220/35/28/10 кВ «Магдагачи» -АИИС КУЭ ПС 220/35/28/10 кВ «Магдагачи» с Изменением № 1 (далее АИИС КУЭ) является дополнением к описанию типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ПС 220/35/28/10 кВ «Магдагачи» - АИИС КУЭ ПС 220/35/28/10 кВ «Магдагачи», свидетельство об утверждении типа RU №38591, регистрационный номер № 43363-09, и включает в себя описание дополнительного измерительного канала, приведенного в таблице 1.

АИИС КУЭ предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности; сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации в центры сбора.

Описание

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-информационный комплекс (ИИК) точки измерений, выполняющий функцию автоматического проведения измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности и включающий в себя:

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

-    измерительный трансформатор напряжения (ТН) класса точности 0,2;

-    счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный Альфа А1800 (счетчик) 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-325 (УСПД);

3)    третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора, сервер Центра сбора и обработки данных (ЦСОД) ОАО «ФСК ЕЭС» (г. Москва), серверы МЭС Востока - филиала ОАО «ФСК ЕЭС» (г. Хабаровск) и Амурского предприятия МЭС (г. Благовещенск), АРМ оператора ПС и сервер БД, установленные на ПС 220/35/28/10 кВ «Магдагачи», технические средства приема-передачи.

Прикладное программное обеспечение ИВК предназначено для сбора, обработки, хранения и отображения измерительной и служебной информации, формирования и передачи отчетных документов в центры сбора информации. На сервере ЦСОД ОАО «ФСК ЕЭС» функционирует специализированное программное обеспечение (ПО) Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЕНЭС (Метроскоп) (далее ПО «Метроскоп»). На серверах МЭС Востока - филиала ОАО «ФСК ЕЭС» и Амурского предприятия МЭС функционирует ПО «АльфаЦЕНТР». На АРМ оператора ПС установлено прикладное ПО «АРМ Подстанции».

ИИК, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительный канал (ИК) АИИС КУЭ.

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 счетчика. В счетчике 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 счетчиком и УСПД осуществляется по интерфейсу RS-485 и Ethernet. УСПД осуществляет автоматизированный сбор, вычисления приращений электрической энергии, накопление, хранение и передачу результатов измерений и служебной информации в сервер ЦСОД, серверы МЭС Востока - филиала ОАО «ФСК ЕЭС» и Амурского предприятия, сервер БД и АРМ оператора ПС. Оперативный доступ к измерительной информации осуществляется с использованием ПО «АльфаЦЕНТР» и ПО «АРМ Подстанции». ПО «Метроскоп» осуществляет вычисления приращений электрической энергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройство синхронизации системного времени УССВ на основе GPS-приемника, счетчик, 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 таймером счетчика. 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. Синхронизация шкалы времени часов УСПД осуществляется автоматически один раз в 60 мин от УССВ. УСПД один раз в 30 мин осуществляет синхронизацию шкалы времени внутренних часов счетчика и один раз в сутки синхронизацию шкалы времени внутренних часов АРМ оператора ПС при достижении расхождения со шкалой времени УСПД более 2 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.

Таблица 1 - Состав ИК АИИС КУЭ

Примечания к таблице 1.

1    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформатор напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчик 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 счетчика 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 однотипное утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ПС 220/35/28/10 кВ «Магдагачи» 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 сервере ЦСОД ОАО «ФСК ЕЭС» (г. Москва), 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 серверах МЭС Востока - филиала ОАО «ФСК ЕЭС» и Амурского предприятия МЭС, осуществляет отображение, хранение и вывод на печать результатов измерений и журналов событий;

-    ПО «АРМ Подстанции», установленное на АРМ оператора ПС, осуществляет сбор, отображение, хранение 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 измерительного канала АИИС КУЭ, приведенные в таблице 3, нормированы с учетом влияния программного обеспечения счетчиков, УСПД и серверов ЦСОД.

Таблица 2

Уровень защиты программного обеспечения УСПД, счетчика и ПО «Метроскоп» -«средний» по классификации Р 50.2.077-2014. Для защиты ПО «Метроскоп» и данных от непреднамеренных и преднамеренных изменений реализован алгоритм авторизации пользователей. В ПО «Метроскоп» реализовано кодирование данных при их передаче.

Технические характеристики

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

Таблица 3

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

Нормальные условия:

-    параметры сети: напряжение (0,98-1,02)- ин, ток (1-1,2)/н; cos9=0,9 инд.;

-    температура окружающей среды от 15 до 25 °С.

Рабочие условия эксплуатации:

-    параметры сети: напряжение (0,9-1,1) ин; ток (0,01-1,20)/н; частота от 49 до 51 Гц;

0,5 инд. < cos9 < 0,8 емк.;

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

-    допускаемая температура окружающей среды: трансформаторы тока и напряжения -от минус 40 до 45 °С, счетчик - от 0 до 35 °С; УСПД и ИВК - от 15 до 30 °С.

Показатели надежности применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

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

-    трансформатор напряжения: среднее время наработки на отказ 440000 ч, средний срок службы 25 лет;

-    счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный Альфа А1800: среднее время наработки на отказ 120000 ч, средний срок службы 30 лет;

-    устройство сбора и передачи данных RTU-325L: среднее время наработки на отказ 100000 ч, средний срок службы 30 лет.

Надежность системных решений:

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

-    резервирование каналов связи.

Регистрация в журналах счетчика электрической энергии и УСПД событий:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике электрической энергии.

Защищенность применяемых компонентов АИИС КУЭ:

1)    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчика электрической энергии:

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД и сервера БД;

2)    защита на программном уровне:

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

-    установка паролей на счетчик электрической энергии;

-    установка паролей на УСПД;

-    установка паролей на серверы, компьютер АРМ оператора ПС.

Глубина хранения информации:

-    счетчик 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 измерительному каналу АИИС КУЭ - не менее 100 суток (функция автоматизирована), сохранение информации при отключении питания - не менее 5 лет;

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

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра печатным способом.

Комплектность

В комплект АИИС КУЭ входят технические и программные средства, а также документация, приведенные в таблицах 4-6 соответственно.

Таблица 4 - Технические средства АИИС КУЭ

Таблица 5 - Программные средства АИИС КУЭ

Таблица 6 - Документация

Поверка

осуществляется по документу МП 226-14 «ГСИ. Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220/35/28/10 кВ «Магдагачи» -АИИС КУЭ ПС 220/35/28/10 кВ «Магдагачи» с Изменением № 1. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Томский ЦСМ» в ноябре 2014 г.

Основные средства поверки:

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

-    трансформаторы тока - по ЭК.1.760.000 ПМ5 «Методика поверки трансформаторов тока ТЛО-10» (утверждена ГЦИ СИ «РОСИСПЫТАНИЯ» в феврале 2011 г.);

-    трансформатор напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

-    счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный 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-325L - по методике «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005 МП», утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2008 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 «Методика измерений электрической энергии и мощности системой автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ПС 220/35/28/10 кВ «Магдагачи» - АИИС КУЭ ПС 220/35/28/10 кВ «Магдагачи» с Изменением № 1».

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ПС 220/35/28/10 кВ «Магдагачи» - АИИС КУЭ ПС 220/35/28/10 кВ «Магдагачи» с Изменением № 1

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

-    при осуществлении торговли;

-    при выполнении государственных учетных операций и учете количества энергетических ресурсов.