Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ "НЗБ", 52012-12

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «НЗБ» предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, измерений времени в координированной шкале времени UTC.

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «НЗБ» (далее - АИИС КУЭ) представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и средних (на 30-минутных интервалах времени) значений активной и реактивной мощности;

-    периодический (1 раз в 30 минут) и /или по запросу автоматический сбор результатов измерений о приращениях электроэнергии с 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;

-    передача результатов измерений в заинтересованные организации;

-    предоставление по запросу доступа к результатам измерений со стороны сервера заинтересованной организации к информационно-вычислительному комплексу электроустановки;

-    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

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

-    конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;

-    ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0,2S; 0,5S и

0,5; измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5; счётчики активной и реактивной электроэнергии типа Альфа А1800 классов точности 0,2S и 0,5S для активной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 2.

2-й    уровень - устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325H.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (номер в Государственном реестре 45048-10) территориально распределен и включает в себя центр сбора и обработки данных (далее - ЦСОД) АИИС КУЭ ЕНЭС исполнительного аппарата ОАО «ФСК ЕЭС» (на базе СПО «Метроскоп»), ЦСОД АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Юга (на базе ПО «АльфаЦЕНТР»), каналообразующую аппаратуру.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным линиям связи поступают на входы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются приращения электроэнергии за интервал времени 30 мин.

Результаты измерений активной и реактивной электроэнергии со счётчиков собираются в УСПД, где производится накопление и хранение результатов измерений по подстанции и дальнейшая передача на третий уровень АИИС КУЭ в ЦСОД АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Юга, осуществляющий сбор, обработку и хранение полученных данных. Информация поступает и в ЦСОД АИИС КУЭ ЕНЭС ИА ОАО «ФСК ЕЭС», который осуществляет хранение, подготовку и передачу данных с использованием средств электронно-цифровой подписи в заинтересованные организации, в том числе ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» РДУ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройства синхронизации системного времени (на базе приемников сигналов точного времени). Время в АИИС КУЭ синхронизируется с шкалой координированного времени UTC. Коррекция времени в УСПД производится автоматически при условии превышения допускаемого рассогласования ± 2 с. Коррекция времени счетчиков осуществляется при каждом обмене данными с УСПД, при условии расхождения времени между УСПД и счетчиками на ±2 с и более. Коррекция времени ИВК производится автоматически при обнаружении рассогласования со временем приемника сигналов точного времени.

Программное обеспечение

Функции программного обеспечения (метрологически не значимой части):

-    периодический (1 раз в 30 минут) и/или по запросу автоматический сбор результатов измерений с заданной дискретностью учета (30 минут);

-    автоматическая регистрация событий в «Журнале событий»;

-    хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений в специализированной базе данных;

-    автоматическое получение отчетов, формирование макетов согласно требованиям получателей информации, предоставление результатов измерений и расчетов в виде таблиц, графиков с возможностью получения печатной копии;

-    использование средств электронной цифровой подписи для передачи результатов измерений в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ (КО));

-    конфигурирование и параметрирование технических средств программного обеспечения;

-    предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к данным;

-    сбор недостающих данных после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;

-    передача данных по присоединениям в сервера ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «АТС» и другим субъектам ОРЭ, заинтересованным в получении результатов измерений;

-    автоматический сбор данных о состоянии средств измерений;

-    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.д.);

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

-    конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

-    обработка результатов измерений в соответствии с параметрированием УСПД;

-    автоматическая синхронизация времени.

Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.

Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077-2014 и обеспечивается:

-    установкой пароля на счетчик;

-    установкой пароля на сервер;

-    защитой результатов измерений при передаче информации (использованием электронной цифровой подписи).

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.

СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.77-2014.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Примечания:

1.    Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

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

3.    Нормальные условия:

-    параметры сети: напряжение (0,98 ... 1,02) №ом; ток (1 ... 1,2) !ном, cos9 = 0,9 инд.;

-    температура окружающей среды (20 ± 5) °С.

4.    Рабочие условия:

-    параметры сети: напряжение (0,9... 1,1) №ом; ток (0,02 ... 1,2) !ном;

-    допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до 70 °С, для счетчиков типа Альфа А1800 от минус 40 до 65 °С; для УСПД RTU-325Н от 0 до 50 °С.

5.    Погрешность в рабочих условиях указана для 1=0,021ном, еоБф = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 15 до 35°С (ОПУ), от 10 до 40°С (ЗРУ - 6 кВ).

6.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Пределы допускаемой поправки часов относительно координированной шкалы времени UTC ± 5 с.

Надежность применяемых в системе компонентов:

-    счётчик электроэнергии - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 55000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 24 ч;

-    сервер - коэффициент готовности Кг=0,99, среднее время наработки на отказ не менее Т=89000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в=1 ч.

Надежность системных решений:

-    резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

-    резервирование каналов связи с помощью модемного соединения по сети сотовой связи стандарта GSM.

Регистрация событий:

-    в журнале событий счетчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике;

-    в журнале событий УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    корректировки времени; Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчетчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера.

-    защита информации на программном уровне:

-    результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);

-    установка пароля на счетчик;

-    установка пароля на УСПД.

-    пароли на ИВК (сервере), предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Глубина хранения информации:

-    счетчик электроэнергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 30 лет.

-    УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому ПК - не менее 45 суток (функция автоматическая); при отключении питания -не менее 5 лет.

-    ИВК - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматическая).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «НЗБ».

Комплектность

Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «НЗБ» приведена в разделе 4 паспорта-формуляра «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «НЗБ». Паспорт-формуляр. РКПН.422231.162.00.ФО».

Поверка

осуществляется по документу МП 52012-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии «ПС 220 кВ «НЗБ». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Пензенский ЦСМ» 16 ноября 2012 г.

Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.

Рекомендуемые средства поверки:

-    мультиметры Ресурс-ПЭ - 2 шт.;

-    радиочасы РЧ-011/2.

Сведения о методах измерений

Методика измерений электрической энергии приведена в документе «ГСИ. Методика измерений количества электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «НЗБ». Свидетельство об аттестации № 01.00230 / 28 - 2012 от 16.11.2012 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПС 220 кВ «НЗБ»

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.