Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ "Моздок" (2-я очередь), 51209-12

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ «Моздок» (2-я очередь) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности потребляемой с оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) по расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.

Описание

АИИС КУЭ, построенная на основе ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (Г осреестр № 45048-10), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ ПС 330 кВ «Моздок» (2-я очередь) состоят из трех уровней:

1-й    уровень - информационно-измерительные комплексы, включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии класса точности по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии), по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии), установленные на объектах ПС 330 кВ «Моздок» (2-я очередь).

2-й    уровень - измерительно-вычислительные комплексы электроустановок (ИВКЭ), включающие в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325 (Госреестр № 19495-03), устройство синхронизации системного времени (УССВ), линии связи сбора данных со счетчиков, аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи, автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора ИВКЭ.

3-ий    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из коммуникационного сервера опроса и сервера базы данных (БД) ЦСОД (центр сбора и обработки данных) ОАО «ФСК ЕЭС», и сервера ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга, устройства синхронизации времени, АРМ пользователей, аппаратуры приема-передачи данных и технических средств для организации локальной вычислительной сети (ЛВС), разграничения прав доступа к информации.

Связь УСПД уровня ИВКЭ ПС 330 кВ «Моздок» (2-я очередь) с ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» реализуется автоматически с помощью единой технологической сети связи электроэнергетики (ЕТССЭ), организованной на базе проводных и беспроводных каналов связи.

Для работы с системой на уровне подстанции (ПС) предусмотрена организация АРМ оператора ИВК.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

-    периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

-    хранение результатов измерений в базах данных серверов ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» не менее 3,5 лет, отвечающих требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

-доступ к информации и ее передачу в организации-участники 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 календарного времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);

-    передача журналов событий АИИС КУЭ.

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, полной мощности и интегрированные по времени значения активной и реактивной энергии. УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и информации о состоянии средств измерений со счетчика электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).

Передача цифрового сигнала с выходов счетчиков на входы УСПД уровня ИВКЭ осуществляется:

-    по интерфейсу RS-485 (счетчик - УСПД).

В УСПД уровня ИВКЭ осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение результатов измерений и автоматическая передача накопленных данных на уровень ИВК АИИС КУЭ филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга, а также отображение информации по подключенным к УСПД уровня ИВКЭ устройствам.

Коммуникационный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» автоматически опрашивает УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется с помощью ЕТССЭ, организованной на базе проводных и беспроводных каналов связи. По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически передает полученные данные в базу данных (БД) сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп».

На сервере БД ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске. Между ЦСОД ОАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга происходит автоматическая репликация данных по сетям ЕТССЭ.

Передача данных с уровня ИВКЭ на уровень ИВК АИИС КУЭ филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга осуществляется по основному и резервному каналам:

-    основной канал передачи информации - посредством аппаратуры спутниковой связи на базе VSAT-технологии SkyEdgTM (УСПД уровня ИВКЭ - коммутатор - оборудование связи -аппаратура спутниковой связи - сервер БД уровня ИВК АИИС КУЭ ОАО «ФСК ЕЭС» г. Москва);

-    резервный канал передачи информации: в формате RS-232 (УСПД уровня ИВКЭ - GSM модем - GSM модем - сервер БД уровня ИВК АИИС КУЭ филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга).

Данные с УСПД могут быть получены на АРМ пользователей по сети Ethernet.

Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.

Для выдачи информации об энергопотреблении в ОАО «АТС» предусмотрен временной регламент, описывающий периодичность выдачи информации и объем передаваемых данных. Данные могут передаваться в формате XML-файла. Службы филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга и ОАО «ФСК ЕЭС» г. Москва, ответственные за работу на оптовом рынке электрической энергии, заверяют файл с данными электронно-цифровой подписью (ЭЦП), после чего он поступает в ИАСУ КУ ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

АИИС КУЭ ПС 330 кВ «Моздок» (2-я очередь) оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе УССВ-35HVS, включающего в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS).

Измерение времени часами компонентов АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему.

Время часов УСПД уровня ИВКЭ синхронизировано со временем устройства синхронизации системного времени, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более ± 0,1 с. УСПД уровня ИВКЭ осуществляет коррекцию часов счетчиков. Сличение времени часов счетчиков со временем часов УСПД, выполняется не реже чем 1 раз в 30 мин при сеансе связи УСПД со счетчиками. Корректировка времени часов счетчиков осуществляется УСПД автоматически при обнаружении рассогласования часов УСПД и счетчиков более чем на ± 2 с.

Журналы событий счетчика электрической энергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Программное обеспечение

В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии, ПО ССД и СБД АИИС КУЭ. Программные средства ССД и СБД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО УСПД RTU-325, ПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) производства ЗАО «НПФ Прорыв» Московская обл., ПО СОЕВ.

Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.

Специализированное программное обеспечение (СПО), установленное в многопользовательской, многоуровневой ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (Госреестр № 45048-10), не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ ПС 330 кВ «Моздок» (2-я очередь).

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ ПС 330 кВ «Моздок» (2-я очередь) от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав ИИК (1-2 уровень) АИИС КУЭ ПС 330 кВ «Моздок» (2-я очередь) приведен в Таблице 2.

Метрологические характеристики АИИС КУЭ ПС 330 кВ «Моздок» (2-я очередь) в рабочих условиях эксплуатации приведены в Таблице 3.

Таблица 2

Таблица 3

Примечания:

1.    Погрешность измерений Si(2)%p и 8i(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений Si(2)%p и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.

2.    Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

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

4.    Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

•    напряжение от 0,98ином до 1,02-ином;

•    сила тока от 1ном до 1,2Тном, cosj=0,9 инд;

•    температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.

5.    Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

•    напряжение питающей сети 0,9-ином до 1,1ином,

•    сила тока от 0,01 1ном до 1,2 1ном для ИИК 1-4.

•    температура окружающей среды:

-    для счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С до плюс 35 °С;

-    для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

-    для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

6.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005;

7.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте 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 А1800» - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;

•    УССВ (УССВ-35ИУ8) - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

•    УСПД (RTU-325) - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов.

•    сервер - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

•    для счетчика Тв < 24 часа;

•    для УСПД Тв < 24 часа;

•    для сервера Тв < 1 час;

•    для компьютера АРМ Тв < 1 час;

•    для модема Тв < 1 час.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

•    клеммники 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, УСПД, сервере, АРМ;

•    организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

•    защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:

•    фактов параметрирования счетчика;

•    фактов пропадания напряжения;

•    фактов коррекции времени.

Возможность коррекции времени в:

•    счетчиках (функция автоматизирована);

•    УСПД, сервере (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

•    счетчики электроэнергии и Альфа А1800- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет при 25°C и не менее 2 лет при 50°C;

•    УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет;

•    ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений

- не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4 Таблица 4

Поверка

осуществляется по документу МП 1344/446-2012 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ «Моздок» (2-я очередь) . Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в июле 2012 года.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

-    ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;

-    ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

-    Счётчик Альфа A1800 - по методике поверки МП-2203-0042-2006 утверждённой ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2006 г.;

-    средства поверки УСПД в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки. ДИЯМ.466453.005 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 году;

-    оборудование для поверки ИВК в соответствии с методикой поверки ИВК «Альфа-Центр» (ДЯИМ.466453.006МП), утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС»;

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами «МИР РЧ-01»;

-    радиочасы «МИР РЧ-01», принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS);

-    Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе: «Методика измерений количества электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ПС 330 кВ «Моздок» второй очереди (АИИС КУЭ ПС 330 кВ «Моздок» (2-я очередь)». СТПА.411711.М01.МВИ.

Свидетельство об аттестации методики измерений 008/01.00316-2011/2012 от 20.09.2012

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ ПС 330 кВ «Моздок» (2-я очередь)

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

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

3.    ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

4.    ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.

5.    ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

6.    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.

7.    ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

Рекомендации к применению