Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии РП 220/10 кВ "Волгодонск" (измерительный канал ВЛ-220 кВ "Волгодонск - ГОК", ячейка 12), 57692-14

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии РП 220/10 кВ «Волгодонск» (измерительный канал ВЛ-220 кВ «Волгодонск -ГОК», ячейка 12) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

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

-    периодический (1 раз в 30 минут) и /или по запросу автоматический сбор результатов измерений о приращениях электрической энергии с дискретностью учета (30 мин) и данных

о состоянии средств измерений;

-    автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

-    предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;

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

-    конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;

-    автоматическое ведение системы обеспечения единого времени (СОЕВ), с помощью которой осуществляется синхронизация времени АИИС КУЭ с национальной шкалой координированного времени UTC (SU).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S; измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2; счётчики активной и реактивной электрической энергии типа Альфа А1800 класса точности 0,2S для активной электрической энергии и 0,5 для реактивной электрической энергии, установленные на объектах, указанных в таблице 2 (одна точка измерения).

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

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) 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.

Состав измерительного канала (ИК) АИИС КУЭ приведен в таблице 1.

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

Результаты измерений активной и реактивной электрической энергии, а также журналы событий со счётчика передаются в УСПД, с помощью которого производится накопление и хранение результатов измерений по подстанции и дальнейшая передача на третий уровень АИИС КУЭ в ЦСОД АИИС КУЭ ЕНЭС ИА ОАО «ФСК ЕЭС», который осуществляет сбор, обработку, хранение полученных данных и их последующую передачу с использованием средств электронно-цифровой подписи в заинтересованные организации, в том числе ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» РДУ. Информация передается и в ЦСОД АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Юга, который так же осуществляет обработку и хранение полученных данных.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), реализованной с помощью приемников сигналов точного времени. Время в АИИС КУЭ синхронизируется с национальной шкалой координированного времени UTC (SU). Коррекция времени в УСПД производится автоматически один раз в час при условии превышения допускаемого рассогласования ±1 с. Коррекция времени счетчиков осуществляется при каждом обмене данными с УСПД, при условии расхождения времени между УСПД и счетчиками на ± 1 с и более. Коррекция времени ИВК производится автоматически при обнаружении рассогласования с временем приемника сигналов точного времени.

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

Механическая защита от несанкционированного доступа обеспечивается пломбированием:

-    счетчика электрической энергии;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей и испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера.

Защита информации на программном уровне обеспечивается:

-    установкой пароля на счетчик;

-    установкой пароля на УСПД;

-    установкой паролей на сервер, предусматривающих разграничение прав доступа к результатам измерений для различных групп пользователей;

-    возможностью применения электронной цифровой подписи при передаче результатов измерений.

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 серверы ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» РДУ 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.

Функции программного обеспечения (метрологически значимой части):

-    конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

-    обработка результатов измерений в соответствии с параметрированием УСПД;

-    автоматическая синхронизация времени.

Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения

Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010 и обеспечивается:

-    установкой пароля на счетчик;

-    установкой пароля на сервер;

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

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики - влияния нет.

Технические характеристики

Границы допускаемой относительной погрешности измерений активной и реактивной электрической энергии с вероятностью 0,95 приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Границы допускаемой относительной погрешности измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности

Примечания:

1.    Характеристики погрешности измерений электрической мощности приведены для интервала времени 30 минут.

2.    Характеристики погрешности приведены для следующих диапазонов значений влияющих величин нормальных условий эксплуатации:

-    параметры сети: напряжение от 0,98-Ином до 1,02-Ином; ток от 1ном до 1,2-1ном, cosj = 0,9 инд.;

-    температура окружающей среды от 15 до 25 °С.

3.    Характеристики погрешности приведены для следующих диапазонов значений влияющих величин рабочих условий эксплуатации:

-    параметры сети: напряжение от 0,9-Ином до 1,1-Ином; ток от 0,02-1ном до 1,2-1ном;

-    температура окружающей среды:

для измерительных трансформаторов от минус 40 до 70 °С, для счетчика от минус 40 до 65 °С; для УСПД от 0 до 75 °С.

4.    Характеристики погрешности в рабочих условиях эксплуатации приведены для 1=0,02-1ном, cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от 10 до 30 °С._

Надежность компонентов, применяемых в АИИС КУЭ:

-    счётчик электрической энергии - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 48 ч;

-    УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 1 ч;

-    сервер - коэффициент готовности Кг=0,99, среднее время наработки на отказ не менее Т = 89 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 1 ч.

Глубина хранения информации:

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

-    УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электрической энергии по каждому ИК - не менее 35 суток (функция автоматическая); при отключении питания -не менее 3 лет.

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

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится вверху слева на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии РП 220/10 кВ «Волгодонск» (измерительный канал ВЛ-220 кВ «Волгодонск - ГОК», ячейка 12).

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблицах 4-5.

Таблица 4 - Технические средства, входящие в состав АИИС КУЭ*

Таблица 5 - Документация на АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП 57692-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии РП 220/10 кВ «Волгодонск» (измерительный канал ВЛ-220 кВ «Волгодонск - ГОК», ячейка 12). Методика поверки», утвержденному ФБУ «Пензенский ЦСМ» 25 апреля 2014 г.

Рекомендуемые средства поверки:

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

-    радиочасы РЧ-011. Пределы допускаемой погрешности синхронизации времени со шкалой UTC (SU) ± 0,1 с.

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 РП 220/10 кВ «Волгодонск» (измерительный канал ВЛ-220 кВ «Волгодонск - ГОК», ячейка 12)». Свидетельство об аттестации № 01.00230 / 11 - 2014 от 25.04.2014 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии РП 220/10 кВ «Волгодонск» (измерительный канал ВЛ-220 кВ «Волгодонск - ГОК», ячейка 12)

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 и товарообменных операциях.