Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/110/10 кВ "Патрокл" филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Востока, 53417-13

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/110/10 кВ «Патрокл» филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Востока (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, осуществления автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности, потребляемой (отпускаемой) на оптовом рынке электроэнергии (мощности) (далее - ОРЭМ), по всем расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации на уровень ИВК системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии Единой национальной электрической сети АИИС КУЭ ЕНЭС (Госреестр № 45673-10) в рамках согласованного регламента.

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

Описание

АИИС КУЭ, построенная на основе комплекса измерительно-вычислительного для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР» (Госреестр № 44595-10), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:

1-ый    уровень - информационно-измерительные комплексы, которые включают в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-ой    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), который включает в себя устройство сбора и обработки данных (УСПД) RTU 325Н ( Госреестр № 44626-10), устройство синхронизации системного времени (УССВ, конструктивно располагается в составе выделенного шкафа НКУ МС-255), включающее приемник GPS-сигналов 35НVS, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, передачи её на уровень ИВК.

3-ий    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение. ИВК является неотъемлемым компонентом центра сбора и обработки данных системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электрической энергии Единой национальной электрической сети АИИС КУЭ ЕНЭС (Госреестр № 45673-10) (далее по тексту - ЦСОД АИИС КУЭ ЕНЭС).

Вспомогательное оборудование:

а) автоматизированное рабочее место оператора (АРМ), включающее системный блок, монитор, комплект устройств интерактивного ввода-вывода, источник бесперебойного питания, устройство печати цифровой информации (принтер);

В качестве системного блока используется промышленный компьютер DEPO Neos 655S. На АРМ установлено программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» (далее по тексту - ПО «АльфаЦЕНТР») производства ООО «Эльстер Метроника».

б) мобильное автоматизированной рабочее место (инженерный пульт), которое состоит из портативного персонального компьютера и оптического преобразователя.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

-    периодический (не реже 1 раза в сутки) 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 специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

-    передача результатов измерений 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 времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);

-    передача журналов событий счетчиков и УСПД в базу данных ИВК.

Принцип действия:

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 3 мин.

УСПД автоматически в соответствии с параметрами конфигурации один раз в 3 мин по линиям связи интерфейса RS-485 производит опрос, считывание, обработку, накопление, хранение, отображение измерительной информации счетчиков. Считанные данные результатов измерений приводятся к реальным значениям с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН и заносятся в базу данных. Также в базу данных заносятся журналы событий счетчиков.

Уровень ИВКЭ АИИС КУЭ обеспечивает трансляцию результатов измерений и журналов событий на уровень ИВК в ЦСОД АИИС КУЭ ЕНЭС (Госреестр № 45673-10).

В качестве основного канала связи между ИВКЭ АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Пат-рокл» филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Востока и ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС используется промышленная локальная сеть Ethernet с поддержкой протокола TCP/IP. Резервирование коммуникационной среды между уровнем ИВКЭ и уровнем ИВК осуществляется через каналы сотовой связи стандарта GSM.

Функционал АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Патрокл» филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Востока обеспечивает возможность контрольного доступа к уровню ИВКЭ системы по инициативе ОАО "АТС". Процедура контрольного доступа осуществляется с использованием коммуникационной среды сотовой связи стандарта GSM.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется местное календарное время.

Сигналы точного времени формируются функционально законченным устройством синхронизации системного времени (УССВ) на основании сигналов GPS от GPS-приемника устройства синхронизации системного времени (УССВ)

Сличение шкал времени УСПД и УССВ происходит при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Коррекция шкалы времени УСПД с УССВ происходит с периодичностью 10 минут при расхождении на величину более ±2 с.

Сличение шкал времени счетчиков и УСПД происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 60 минут. Коррекция шкал времени счетчиков и УСПД происходит при расхождении шкал времени счетчиков и УСПД на величину более ±1 с.

Факты коррекции шкал времени часов компонентов АИИС КУЭ регистрируются в журналах событий счетчика и УСПД.

Программное обеспечение

В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входит встроенное ПО счетчиков, ПО УСПД и ПО АРМ. Программные средства АРМ включают операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных, и прикладное ПО «АльфаЦЕНТР».

Состав прикладного программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.

Таблица 1

ПО АИИС КУЭ не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Патрокл» филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Востока.

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.

Состав 1-го и 2-го уровня ИИК АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ «Патрокл» филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Востока приведен в Таблице 2.

Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.

Таблица 2

Таблица 3

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

Примечания:

1.Погрешность    измерений 5ц2)%р и §1(2)%q для cosj=1,0 нормируется от 11%, а погрешность измерений 51(2)%p и 51(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 переменного тока от 0,98-ином до 1,02-ином;

•    переменный ток от 1ном до 1,2 1ном, cosj=0,9 инд;

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

5.    Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

•    напряжение переменного тока от 0,9-ином до 1,1ином;

•    сила переменного тока от 0,011ном до 1,21ном;

•    температура окружающей среды:

-    для счетчиков электроэнергии от 0 до плюс 30 °С;

-    для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2011-2001;

-    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 согласно Описанию типа средств измерений "Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800" (Госреестр № 31857-11);

7.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 5 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. 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:

Среднее время наработки на отказ:

•    счетчик электроэнергии Альфа А1800 - не менее 120000 часов;

•    УСПД RTU 325Н - не менее 55000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

•    для счетчика Тв < 2 часов;

•    для УСПД Тв < 2 часов;

•    для компьютера АРМ Тв < 1 час;

•    для GSM модема Тв < 1 час.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

•    клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют возможность пломбирования;

•    на счетчиках предусмотрена возможность пломбирования винтов крепления кожуха с основанием счетчика, крышки зажимной платы и кнопки RESET на лицевой панели;

•    наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД, АРМ.

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 (функция автоматизирована);

•    АРМ (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

•    счетчик электроэнергии - трехминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 суток; при отключении питания - 30 лет;

•    УСПД - коммерческий график нагрузки (расход электроэнергии с усреднением

3 мин) при отключении питания - 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 1549/446-2013 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/110/10 кВ «Патрокл» филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Востока, утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в феврале 2013 г.

Основные средства поверки:

- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

-    для трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2001, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ

8.216-2011;

-    для счетчиков Альфа A1800 - по документу ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

-    для УСПД RTU 325Н - по методике поверки ДЯИМ.466215.005 МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.

Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04).

Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

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

Методика измерений приведена в документе: «Методика (метод) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/10 кВ «Патрокл» филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Востока. Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 1246/446-01.00229-2013 от 28.02.2013 года.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/110/10 кВ «Патрокл» филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Востока

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

Осуществление торговли и товарообменных операций.